Анализ разработки Ванкорского месторождения. Научно исследовательская работа анализ разработки Ванкорского месторождения тема Преподаватель А. А. Азеев подпись, дата инициалы, фамилия Студент гб1803Б, 081618795 О. Б. Вайчишина
 Скачать 0.85 Mb.
|
Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважинСистемы размещения скважин: - объект Сд-IX - радиальная схема размещения горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка 1 0 0 0 м; 37 - объект Hx-I - однорядная схема размещения горизонтальных скважин с расстоянием между скважинами и длиной горизонтального участка 1 ООО м; - объект Як-III-VII - блочно-квадратная схема размещения скважин с расстоянием между скважинами 1 0 0 0 м, длина горизонтального участка добывающих скважин 1 0 0 0 м; - объект Hx-III-IV - однорядная схема размещения скважин с расстоянием между скважинами 1 0 0 0 м, длина горизонтального участка 1 0 0 0 м; - объект Дл-1-III — избирательная схема размещения скважин; - объект Як-1-II — избирательная схема размещения скважин. Общий фонд скважин - 557, в том числе добывающих 261(из них горизонтальных - 252， 9 вертикальных, вводимых из консервации), нагнетательных -174 (из них горизонтальных - 62, наклонно-направленных нагнетательных -112), газовых - 21，газонагнетательных - 6, водозаборных - 76, наблюдательных -10. Бурение 169 боковых стволов. Накопленная добыча нефти - 520147 тыс. т. Достижение КИН по месторождению по категории B C i-0,436，в таблице 2.2 представлены КИНы по объектам. Таблица 15 – Значение КИН для объектов Ванкорского месторождения.
Весь добывающий фонд механизирован: оборудован станкамикачалками и штанговыми глубинными насосами НГН-2-44 и НГН-2-57. Все добывающие скважины относятся к малодебитным. Дебит нефти по поднятиям на 01.08.2012 г составлял по северному поднятию 3,1 т/сут, по 38 южному 1,4 т/сут. В эксплуатации находилось 8 скважин по 4 на каждом поднятии. Анализируя режимы эксплуатации добывающих скважин, следует отметить, что с самого начала разработки эксплуатация скважин на обоих поднятиях осуществлялась при очень жестких режимах: низких подвесках насосного оборудования, низких динамических уровнях, незначительных глубинах погружения насосного оборудования под динамический уровень, низких забойных давления. Такие жесткие режимы эксплуатации определялись сравнительно невысокой продуктивностью скважин и отсутствием заводнения. Следует отметить, что нефть Ванкорского месторождения характеризуется высоким давлением насыщения нефти, близким к начальному пластовому давлению. Начальное пластовое давление по обоим поднятиям составляет 13,1 МПа, а давление насыщения равно 11,5 по северному и 8,9 по южному поднятиям. Такое соотношение давления насыщения и пластового давления характерно почти для всех месторождений Чутырско-Киенгопского вала. Эффективность разработка таких месторождений определяется организацией поддержания пластового давления с самого начала разработки с полной компенсацией отбора жидкости закачкой, что и предусматривалось начальной технологической схемой разработки Ванкорского месторождении. Однако по ряду объективных и субъективных причин это условие не было выполнено, и практически до августа 2008 года месторождение эксплуатировалось на естественном режиме. Пластовое давление резко снижалось и соответственно резко падали дебиты нефти. Пластовое давление к концу 2015 года составляло по скважинам северного поднятия от 7,0 до 11,4 МПа, южного - от 7,4 до 11,5 МПа. Пластовое давление в зоне отбора на эту дату составляло 9,3 МПа по северному и 10.0 МПа по южному поднятиям, забойные давления составляли от 3,4 до 2,2 по северному поднятию и от 6,4 до 2,2 МПа по южному поднятию, т.е. в 3-5 раз ниже давления насыщения. Залежи на обоих поднятиях эксплуатировались на режимах, близких к режиму истощения. |