Главная страница
Навигация по странице:

  • 12.1 Оценка степени разбуренности объектов месторождения и ввода скважин в эксплуатацию

  • 12.2.Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

  • Таблица 12.2 - I объект. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.

  • Таблица 12.2 - II объект. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

    		•

    Отчет о производственной практике Курманиязов. А. Б группа нгд16 ро Икласова. Ж. У


    Скачать 108.75 Kb.
    НазваниеОтчет о производственной практике Курманиязов. А. Б группа нгд16 ро Икласова. Ж. У
    Дата02.07.2018
    Размер108.75 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаfvfy;fy.docx
    ТипОтчет
    #48215
    страница6 из 7
    1   2   3   4   5   6   7

    Анализ текущего состояния разработки и технологических показателей разработки

    Анализ основан на данных из официальной документации ТОО «Гюрал».

    Анализ показателей разработки I объекта (альбский горизонт)

    Основные показатели разработки по состоянию на 01.01.2005 г. приведены в таблице 3.3.1 и показаны на рисунке 3.3.1.

    Как видно из таблицы 3.3.1 в 2004 году месячная добыча нефти изменяется в пределах 533 - 654 т. Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2005 из первого объекта составила 72697 т.

    Добыча жидкости изменялась по месяцам в пределах 2890 - 3903 т. Накопленная добыча жидкости составила 170793 т.

    Обводненность добываемой продукции увеличилась с 79.6 % в январе до 85.6 % в декабре.

    Среднесуточный дебит нефти изменялся в пределах 2.9 – 3.7 т/сут, среднесуточный дебит жидкости колебался в пределах 16.0 – 21.8 т/сут.

    Объемы закачиваемой воды в пласты за 2004 год составили 34.9 м3. Накопленная закачка воды составила 132.4 м3. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой увеличилась с 74.2 % в начале года до 81.5 % в декабре. Накопленная компенсация на 01.01.2005г. составила 67.5 %.
    Анализ показателей разработки II объекта (аптский горизонт)

    Основные показатели разработки по состоянию на 01.01.2005 г. приведены в таблице 3.3.2 и показаны на рисунке 3.3.2.

    Из таблицы видно, что добыча нефти изменялась по месяцам в пределах 574 – 778 т. Наибольшая добыча приходится на декабрь. Накопленная добыча нефти на 01.01.2005 г. составила 85064 т.

    Добыча жидкости изменялаь в пределах 3214 - 4554 т. Накопленная добыча жидкости составила 202011 т.

    Обводненность добываемой продукции выросла с 78.5 % в январе месяце до 81.7 % в декабре.

    Среднесуточный дебит нефти снизился с 4.7 т/сут в январе месяце до 4.2 т/сут в декабре. Среднесуточный дебит жидкости изменялся в пределах 18.7 – 24.7 т/сут.

    Объемы закачиваемой воды в пласт за анализируемый период увеличивались с 2697 м3 в январе до 3466 м3 в декабре. За 2004 год объем закачки составил 37827.7 м3. Накопленная закачка на 01.01.2005 г составила 82623 м3. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой изменялась в пределах 73 – 80.1 % и в среднем за 2004 год составил 77.1 %.

    Анализ показателей разработки объектов месторождения свидетельствует об их улучшении за 2003-2004 гг., что связано с:

    - увеличением дебитов нефти и жидкости добывающих скважин, за счет проведенных пофилактических работ по увеличению притоков;

    - увеличением коэффициента эксплуатации скважин действующего фонда, что связано со сменой насоса на ВШНУ.

    Основные показатели в целом по месторождению приведены в сводной таблице 3.3.3 и на рисунке 3.3.3. Карты текущих и накопленных отборов жидкости и закачки воды приведены в приложениях 5 – 8.
    Анализ пластового давления

    Начальное пластовое давление на месторождении по объектам составляют: I – 3.04 МПа, II – 4.62 МПа. На месторождении за 2003-2004 гг. не проводились исследования по определению пластового давления, кроме скважины 8, на которой было проведено прослеживание восстановление уровня до статического. Данная скважина находится на VI блоке, поэтому по пластовому давлению в скважине нельзя судить об энергетическом состоянии всего объекта.
    12.состояние выполнения проектных решений

    12.1 Оценка степени разбуренности объектов месторождения и ввода скважин в эксплуатацию

    По «Анализу разработки и дополнение к технологической схеме разработки месторождения Бакланий Северный» был принят второй вариант разработки продуктивных горизонтов, в котором предусматривалось:

    - на первый объект разработки бурение 14 добывающих и 1 нагнетательной скважины. Закачку производить в 2 нагнетательные скважины (26,41), нагнетательную скважину 7 перевести в консервацию. С 2006 года в 3 нагнетательные скважины (ввод из консервации), и с 2009 года в 4 нагнетательные скважины (перевод скважины 38 в нагнетательный фонд).

    - на второй объект разработки бурение 2 добывающих скважин (42, 43) бурение новых скважин планируется в 2005-2006 г.г. На втором объекте из скважины 1 предлагается форсированный отбор нефти, затем перевести под закачку. Нагнетательную скважину 26 перевести на верхний первый объект разработки из-за неэффективной закачки.

    За период с 2003 и на дату авторского надзора бурение скважин на месторождении не проводилось.

    12.2.Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
    Сравнение фактических показателей проводилось с проектными показателями из «Анализа разработки и дополнения к технологической схеме разработки месторождения Бакланий Северный».

    В таблице 12.2 приведено сопоставление проектных и фактических показателей разработки по первому объекту. Как видно из таблицы, в 2003-2004 гг. наблюдается отставание фактических уровней добычи нефти от проектного. По добыче жидкости в 2003-2004 гг. наблюдается превышение фактических показателей на 21 % над проектными из-за того, что обводненность продукции была выше проектной на 14-28 %. Фактическая закачка воды выше проектной 28-30 % соответственно в 2003-2004 гг. Пластовое давление приведено по скважине 8, по другим скважинам замеров пластового давления не проводилось.
    Таблица 12.2 - I объект. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.



    Показатели
    Годы

    2003
    2004

    проект
    факт
    проект
    факт

    Добыча нефти, тыс.т
    8.1
    6.7
    10.7
    7.1

    Накопленная добыча нефти, тыс.т
    76.0
    64.8
    86.7
    85.0

    Текущий коэффициент нефтеизвлечения
    6.6
    5.8
    7.5
    6.2

    Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %
    1.9
    1.5
    2.5
    1.63

    Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, %
    2.3
    1.8
    3.1
    1.9

    Обводненность среднегодовая, %
    68.6
    79.8
    68.1
    83.0

    Добыча жидкости, тыс.т
    25.8
    33.2
    33.5
    42.1

    Накопленная добыча жидкости, тыс.т
    134.5
    131.1
    168.0
    172.4

    Закачка рабочего агента, тыс.м3
    18.5
    26.5
    25.1
    34.9

    Накопленная закачка рабочего агента, тыс.м3
    73.8
    65.9
    98.9
    100.8

    Компенсация отборов жидкости текущая, %
    65
    74.5
    68
    78.5

    Пластовое давление, МПа
    2.69
    -
    2.69
    2.9*

    Коэффициент эксплуатации скважин, д.ед.
    0.94
    0.98
    0.94
    0.99

    Ввод добывающих скважин, шт.
    1
    0
    2
    0

    Фонд добывающих скважин на конец года,шт
    7
    6
    9
    6

    Ввод нагнетательных скважин под закачку, шт
    1
    0
    0
    0

    Количество действующих нагнетательных скважин на конец года
    2
    1
    2
    1

    Средний дебит нефти 1 действующей скважины на конец года, т/сут
    4.8
    3.1
    5.1
    3.3

    Средний дебит жидкости 1 действующей скважины на конец года, т/сут
    15.4
    15.5
    15.9
    19.3

    Среднесуточная приемистость нагнетательной скважины, м3/сут
    36.5
    43.4
    38.3
    95.5

    Среднее давление на забоях добывающих скважин, МПа
    2.56
    2.0
    2.56
    1.8

    Сопоставление проектных и фактических показателей по второму объекту приведено в таблице 12.2. По данному объекту фактическая добыча нефти в 2003-2004 гг. превысила проектные показатели на 18 и 25 %, соответственно. Добыча жидкости за весь период сравнения также был выше, чем проектный на 26 % и 36 %, соответственно. Фактическая обводненность продукции по объекту выше проектной на 4 %. Фактическая закачка рабочего агента по данному объекту выше проектной в 2003 г на 32 %, в 2004 на 52 %. Пластовое давление в эти годы по объекту не замерялось.
    Таблица 12.2 - II объект. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

    Показатели
    Годы

    2003
    2004

    проект
    факт
    проект
    факт

    Добыча нефти, тыс.т
    6.9
    8.4
    6.2
    8.3

    Накопленная добыча нефти, тыс.т
    66.4
    76.7
    72.6
    85.1

    Текущий коэффициент нефтеизвлечения
    24.7
    31.3
    27.0
    31.6

    Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %
    6.3
    7.7
    5.7
    7.6

    Темп отбора от текущих запасов, %
    16.2
    26.1
    17.0
    34.7

    Обводненность среднегодовая, %
    75.4
    77.7
    79.1
    81.6

    Добыча жидкости, тыс.т
    28.0
    37.8
    29.7
    46.1

    Накопленная добыча жидкости, тыс.т
    137.7
    157.2
    167.5
    202.0

    Закачка рабочего агента, тыс.м3
    20.0
    29.4
    22.0
    37.8

    Продолжение таблицы

    Накопленная закачка рабочего агента, тыс.м3
    54.4
    63.8
    76.4
    82.6

    Компенсация отборов жидкости текущая, %
    66
    68.7
    69
    77.1

    Пластовое давление, МПа
    4.2
    -
    4.2
    -

    Коэффициент эксплуатации скважин, д.ед.
    0.94
    0.91
    0.94
    0.98

    Ввод добывающих скважин, шт.
    0
    0
    0
    0

    Выбытие добывающих скважин, шт
    1
    0
    0
    0

    В т.ч. под закачку
    0
    0
    0
    0

    Фонд добывающих скважин на конец года,шт
    5
    6
    5
    6

    Ввод нагнетательных скважин под закачку, шт
    0
    0
    0
    0

    Выбытие нагнетательных скважин, шт.
    1
    0
    0
    0

    Количество действующих нагнетательных скважин на конец года
    1
    1
    1
    1

    Средний дебит нефти 1 действующей скважины на конец года
    5.5
    4.2
    5.0
    3.9

    Средний дебит жидкости 1 действующей скважины на конец года
    22.4
    19.0
    23.8
    21.4

    Среднесуточная приемистость нагнетательной скважины, м3/сут
    60.9
    120.5
    67.0
    103.4

    Среднее давление на забоях добывающих скважин, МПа
    4.1
    2.9
    4.1
    3.1


    Проектные и фактические показатели в целом по месторождению приведены в таблице 12.2 При сравнении проектных и фактических показателей разработки в целом по месторождению видно, что в 2003 году достигнуты проектные уровни практически по всем показателям. В 2004 году фактическая добыча нефти не достигла проектных величин и ниже на 9 %. Фактическая добыча жидкости выше проектной на 28 %, потому что объемы закачиваемой воды выше проектной на 150 %, а также это связано с оптимизацией работы СШНУ, а именно с внедрением винтовых насосов.
    1   2   3   4   5   6   7

    написать администратору сайта