часть курсовой. 7.анализ текущего состояния. Расшифровка фонда

• Название: Расшифровка фонда
• Анкор: часть курсовой
• Дата: 13.12.2022
• Размер: 103.13 Kb.
• Имя файла: 7.анализ текущего состояния.docx
• Тип: Расшифровка; #842218

2 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ
2.1 Характеристика фонда скважин
По состоянию на 1.01.18 г. по залежам 301-303 пробурено 754 скважин, в том числе переведены с других горизонтов (Д₁ и С₁^ВВ) 154 скважины. В отчётном году пробурено и введено на нефть 6 скважин.

C бобриковского горизонта нижнего карбона (С1вв) на нефть переведены 3 скважины. В отчетном году по скважинам верей - башкир - серпуховских отложений отобрано 352 тыс. тонн нефти. С начала разработки добыто 400 тыс. тонн, что составляет 15,5% от НИЗ и 3,4% от НБЗ нефти по залежам 302-303. Средний дебит по нефти составил на конец года 2,1 т/с, по жидкости 7,1 т/с. Характеристика пробуренного и возвращённого фонда скважин приведена в таблице 1.

Таблица 1 Характеристика фонда скважин

Расшифровка фонда	1.01.2018	1.01.2019
1	2	3
Действующий фонд в том числе: а) фонтан б) ЭЦН в) СКН	754 0 52 702	936 0 36 900
Бездействующий фонд	51	38
В ожидании освоения	0	0
Эксплуатационный фонд	559	556
Нагнетательный фонд в том числе: а) нагнетат, действ б)нагнетат, бездейств в) ожид. освоения	28 27 0 1	29 28 0 1
Контрольные в том числе: а)наблюдательные б) пьезометрические	37 5 32	49 5 44
В консервации	22	20

Продолжение таблицы 1

1	2	3
Ожидающие ликвидации	0	1
Ликвидированные	25	25
Переведены с др. горизонтов	151	154
Всего скважин на данном объекте	754	936

В отчетном году по залежам введено на нефть 6 скважин. Добыча по новым скважинам составила 5,4 тысячи т нефти. Средний дебит одной новой скважины - 5,6 т/с по нефти, 7,9 т/с по жидкости, обводнённость 29,3%.

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся:

1) годовая и накопленная добыча нефти, жидкости, газа;

2) годовая и накопленная закачка агента (воды);

3) обводненность добываемой продукции;

4) отбор нефти от извлекаемых запасов;

5) фонд добывающих и нагнетательных скважин;

6) темпы отбора нефти;

7) компенсация отбора жидкости закачкой воды;

8) коэффициент нефтеотдачи;

9) дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин;

10) пластовое давление

По состоянию на 01.01.2018 г. на залежах 301-302 пробурено 754 скважин, из них 75 по категории нагнетательных.

Возвращены с других горизонтов (С1вв и Д1) 301 скважина.

Переведены на другие горизонты 108 скважин.

Характеристику фонда скважин по залежам можно рассмотреть в таблице 2

В целом по залежам 301-302 действующий добывающий фонд составляет 754 скважин, из которых на 301 залежи всего 30 скважин, на 302 залежидостигает 245 скважины. 36 действующиедобывающиескважиныоборудованыЭЦН, 623 –ШГН.

Действующийнагнетательныйфонд на 1.01.2018 состоитиз 36 скважин.

На залежах 80 скважин числятся в бездействии по различным причинам, 17 скважин находятся в консервации из-за малодебитности и высокой обводненности, 62 скважины являются пьезометрическими, 32 скважины ликвидированы после бурения по геологическим и другим причинам.

Таблица 2 Характеристика фонда скважин залежей 301-302 по состоянию на 1.01.2018 г

Наименование	Характеристика фонда скважин	Всего 301-302
Фонд	Пробурено	754
добывающий	Возвращено с др. горизонтов	749
	Всего	754
	В т.ч действубщие (доб+нагнет)	659
	Эцн (доб+нагнет)	36
	ШГН (доб+нагн)	623
	Бездействующие	80
	Переведены на др. горизонты	108
	пьезометрические	55
	В консервации	16
	нагнетательные	4
	ликвидированные	30
фонд	пробурено	75
нагнетательный	Возвращено с др. горизонтов	37
	всего	36
	В т.ч действующие	36
	Бездействующие	0
	пьезометрические	7
	В консервации	1
	наблюдательные	2
	ликвидированные	3

Залежи 302-302 гидродинамически связаны между собой и разрабатываются без поддержания пластового давления за счет упруговодонапорного режима серпуховских отложений. Попутно отобранная вода сбрасывается в нижележащие горизонты и за контурную область залежей 301-303.

С начала разработки из залежей 301-302 отобрано 10283 тыс.т нефти, что составляет 17,75 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,039, накопленный водонефтяной фактор равен – 3,64.

В 2018 г. добыча нефти по залежам 301-302 составила 4785 тыс.т или 1,09 % от начальных извлекаемых запасов. За текущий год отобрано 2996,0 тыс.т жидкости. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины составил 2,03 т/сут по нефти и 13,25 т/сут по жидкости. Общая закачка воды составила 3484 тыс.м³.
Динамика основных технологических показателей разработки в целом по залежам 301-302 приведена на рисунке 5.

Рассматриваемые залежи характеризуются высокой обводненностью продукции скважин. Текущая обводненность продукции равна 84,7 %. С водой работают все скважины, при этом 518 скважин (78,6 % от всего действующего фонда) имеют обводненность свыше 50 %.



Рисунок 5 Динамика основных технологических показателей разработки в целом по залежам
301-302
2.2 Анализ выработки пластов
По состоянию на 1.01.18 г. из продуктивных пластов залежей 301-302 отобрано 4,547 млн. т. нефти или 15,5% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,24. Попутно с нефтью отобрано 12,3 млн. т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции за период разработки составила 73%.

В 2018 г. с площади отобрано 352 тыс. т нефти. Темп отбора нефти составил 1,19% начальных и 1,34% от ТИЗ. Попутно с нефтью отобрано 2322 тыс. т воды.

Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 518. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 1,88 т/сут, по жидкости 14,24 т/сут. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 7,2 и 5,7 МПа.

В продуктивные пласты закачано с начала разработки 18238 млн. м³ воды, компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составила 105,9%. Фонд нагнетательных скважин на 1.01.19 г. равен 29.