Проблемная эксплуатация залежи нефти. Реферат Диплом Содержит страниц машинописного текста, в т ч. 22 рисунка, 38 таблиц, 7 графических приложения

• Название: Реферат Диплом Содержит страниц машинописного текста, в т ч. 22 рисунка, 38 таблиц, 7 графических приложения
• Анкор: Проблемная эксплуатация залежи нефти
• Дата: 28.09.2022
• Размер: 1.16 Mb.
• Имя файла: Probnaya_expluatatsia_zalezhi_nefti_na_mestorozhdenii_Severny_Nu.doc
• Тип: Реферат; #703006
• страница: 10 из 33

2.4 Запасы нефти и газа

В 2004 году впервые был выполнен Оперативный подсчет запасов нефти и газа месторождения Северный Нуралы по состоянию на 01.01.2013 года, который был принят ГКЗ РК По состоянию на 01.01.13 г. геологические (извлекаемые) запасы нефти составили 7182 (2514) тыс. т, из них по категории С₁ - 6899 (2415) тыс. т, по категории С₂ - 283 (99) тыс. т. (табл 2.4.1).

Так как представление о геологическом строении месторождения изменились, площадь залежи увеличилась на 30%. В настоящее время компанией ТОО "Мунайгазгеолсервис" выполняется подсчет запасов нефти и растворенного газа месторождения Северный Нуралы.

3. Текущее состояние пробной эксплуатации

3.1 Характеристика структуры фонда скважин, их текущих дебитов

На месторождении Северные Нуралы было пробурено 11 скважин. Из них: 2 скважины №3-Н и 18-Н ликвидированные по техническим и геологическим причинам, 9 скважин: №№1, 2, 3, 4, 6, 7, 8, 9, 10 - находились в консервации.

За период пробной эксплуатации фонд скважин увеличился до 17 единиц за счет ввода из бурения 6-ти новых скважин (№№ 11, 12, 13, 14, 116, 133), которые уточнили геологическое строение залежи месторождения Северный Нуралы. В таблице 3.1.1 приведена характеристика фонда скважин месторождения по состоянию на 01.01.2013 г.
Таблица 3.1.1 - Месторождение Северный Нуралы. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2009 г.

Характеристика фонда скважин	горизонт J2ds
	количество скважин	№ скважины
Фонд добывающих скважин	13
Действующих фонтанных	9	2, 3, 4, 7, 9, 10, 12, 116, 133
В консервации	4	1, 6, 8, 11
Ликвидированные	4	13, 14, 3-Н, 8-Н
Всего пробурено:	17

Из 6-ти новых скважин разведочные скважины №№ 13 и 14 были ликвидированы по геологическим причинам без спуска эксплуатационной колонны, т.к. по данным ГИС в скважине №13 выделенные коллекторы водонасыщены, а в разрезе скважины №14 продуктивные пласты заглинизированы. На 01.01.09 фонд добывающих скважин составил 13 единиц, из них 9 скважин - действующие. Скважины №№ 12, 116 и 133 были введены в пробную эксплуатацию из бурения и 6 скважин: №№ 2, 3, 4, 7, 9 и 10 - из консервации.

Пробная эксплуатация осуществляется на режиме истощения - растворенного газа.

Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам нефти и жидкости по состоянию на 01.01.09 приведено в таблице 3.1.2.
Таблица 3.1.2 - Месторождение Северный Нуралы. Распределение скважин по дебиту нефти и обводненности по состоянию на 01.01.2013 г.

Диапазон изменения обводненности, %	Распределение скважин (№ скв.) по диапазонам дебитов нефти, т/сут				Итого, кол. - во скважин
	5-10	10-20	20-50	>50
до 2	3	7	116	2, 12	5
2-10	10	9		4	3
10-20	133				1
Итого, количество	3	2	1	3	9

Как видно из таблицы 3.1.2, по состоянию на 01.01.09, скважин, работавших с дебитом нефти до 10 т/сут насчитывалось 3 единицы (33%), с дебитом 10-20 т/сут - 2 скважины (22%), 20-50 т/сут - 1 скважина (11%). С дебитом нефти более 50 т/сут работали 3 скважины (№№ 2, 4,12), что составляет 33% от всего фонда действующих добывающих скважин на месторождении.

Максимальный дебит нефти на анализируемый период отмечается в скважине №12, он составил 131.8 т/сут, минимальный - в скважине №10, он составил 5.9 т/сут.

Большинство скважин - 5 единиц (56%) работали с обводненностью нефти меньше 2%. Скважин, работавших с обводненностью нефти 2-10%, насчитывалось 3 (33%) и 1 скважина (11%) работала с обводненностью нефти 15.1%.

Ниже приведена характеристика работы скважин месторождения Северный Нуралы за 9 месяцев пробной эксплуатации.

Скважина №2. Скважина №2 введена в пробную эксплуатацию из консервации 27.04.2008 г. График её работы приведен на рисунке 3.1.1.


Рисунок 3.1.1 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №2
Скважина №2 за анализируемый период работала с коэффициентом эксплуатации равным 0.9.

За период пробной эксплуатации дебит нефти скважины изменялся в пределах 50.8 - 141.2 т/сут и по состоянию на 01.01.09 составлял 113.9 т/сут. Газовый фактор увеличился с 111 до 338 м³/т. Обводненность нефти на протяжении 8 месяцев составляла 0.1%, а в декабре увеличилась до 0.9%. Максимальное количество нефти из скважины №2 было отобрано в июне (4.2 тыс. т), затем объемы добычи нефти постепенно уменьшились до 2.8 тыс. т в декабре. За анализируемый период из скважины добыли 27.6 тыс. т нефти и 27.7 тыс. т жидкости, 7.19 млн. м³ попутного газа, газовый фактор составил 260 м³/т.

Скважина №3. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в сентябре 2008 г. График работы скважины №3 приведён на рисунке 3.1.2.


Рисунок 3.1.2 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №3
В течение 4-х месяцев работы дебит нефти скважины №3 уменьшился с 18.1 до 8.1 т/сут, дебит жидкости - с 18.3 до 8.2 т/сут, обводненность нефти изменялась в пределах от 1% до 4.5%, газовый фактор уменьшился с 377 до 204 м³/т. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.8 д. ед.

За период пробной эксплуатации из скважины добыли 0.87 тыс. т нефти, 0.89 тыс. т жидкости, попутного газа - 0.29 млн. м³.

Скважина №4. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в начале мая 2008 г. График работы скважины №4 приведён на рисунке 3.1.3.


Рисунок 3.1.3 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №4
Дебит нефти изменялся в пределах от 29.5 до 94.6 т/сут, составив на 01.01.09 94.6 т/сут. Хороший эффект дало проведение ГТМ на скважине в сентябре 2008 г. (обработка НКТ горячей водой и нефтью), в результате дебит нефти увеличился с 29.5 до 94.6 т/сут. Обводненность нефти изменялась в пределах 0.6-2.4%, газовый фактор - от 125 до 449 м³/т, составив на дату анализа 346 м³/т.

За период пробной эксплуатации из скважины №4 добыли 10.9 тыс. т нефти, 11.1 тыс. т жидкости, газа - 3.42 млн. м³.

Скважина №7. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в августе 2008 г. График работы скважины №7 приведён на рисунке 3.1.4.

Из рисунка видно, что с начала ввода скважины №7 в пробную эксплуатацию дебит нефти уменьшился с 14.8 до 6.0 т/сут и на конец анализируемого периода составил 10.5 т/сут. Обводненность нефти изменялась в пределах 0.1-0.8%, газовый фактор увеличился с 465 до 1017 м³/т.

Всего за анализируемый период из скважины добыли 0.67 тыс. т нефти, 0.68 тыс. т жидкости, 0.57 млн. м³ газа. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.5 д. ед.

Скважина №9. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в августе 2008 г. График работы скважины №9 приведён на рисунке 3.1.5.

Из рисунка видно, что с начала ввода скважины №9 в пробную эксплуатацию дебит нефти уменьшился с 36 до 12.4 т/сут, на конец анализируемого периода дебит нефти составил 13.3 т/сут.


Рисунок 3.1.4 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №7


Рисунок 3.1.5 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №9
Обводненность нефти изменялась в пределах 1.1-5.6%, газовый фактор в пределах 385-1320 м³/т. Из скважины №9 добыли 1.41 тыс. т нефти, 1.45 тыс. т жидкости и 0.84 млн. м³ газа. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.7 д. ед.

Скважина №10. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в конце мая 2008 г. График работы скважины №10 приведён на рисунке 3.1.6.


Рисунок 3.1.6 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №10
За рассматриваемый период наблюдается уменьшение дебита нефти с 17.1 до 5.9 т/сут. Обводненность продукции изменялась в пределах 0.1-3.1%, газовый фактор - от 232 до 466 м³/т, составив в декабре 2008 г.395 м³/т.

За период пробной эксплуатации из скважины добыли 1.06 тыс. т нефти, 1.07 тыс. т жидкости и 0.4 млн. м³ газа. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.7 д. ед.

Скважина №12. Введена в пробную эксплуатацию из бурения в мае 2008 г. График работы скважины №12 приведён на рисунке 3.1.7.

Из рисунка видно, что дебит нефти скважины изменялся в пределах: 63.3-166.7 т/сут, составив на конец анализируемого периода 131.8 т/сут. Обводненность нефти изменялась в пределах 0.1-0.4%, газовый фактор увеличивался с 153 до 410 м³/т, в декабре составил 270 м³/т.

Скважина работала с коэффициентом эксплуатации 0.9 д. ед. За период пробной эксплуатации из скважины добыли 20.5 тыс. т нефти, 20.6 тыс. т жидкости и 6.95 млн. м³ газа.


Рисунок 3.1.7 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №12
Скважина №116. Введена в пробную эксплуатацию из бурения в конце мая 2008 г. График работы скважины №116 приведён на рисунке 3.1.8.

Дебит нефти скважины №116 изменялся от 36.1 до 55.5 т/сут, составив в декабре 2008 г.32.1 т/сут. Обводненность продукции изменялась в пределах 0.1-0.7%, газовый фактор увеличился с 275 до 391 м³/т, а в декабре уменьшился до 201 м³/т.

Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.7 д. ед. За анализируемый период из скважины было добыто 6.04 тыс. т нефти, 6.06 тыс. т жидкости и 1.96 млн. м³ газа.


Рисунок 3.1.8 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №116
Скважина №133. Введена в пробную эксплуатацию из бурения после проведения ГРП в сентябре 2008 г. График работы скважины №133 приведён на рисунке 3.1.9.


Рисунок 3.1.9 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №133
В сентябре 2008 г. скважина №133 отработала 2 суток с дебитом нефти 3.4 т/сут, обводненностю 0.2% и газовым фактором - 9054 м³/т, после чего была остановлена (высокий газовый фактор, отсутствие обустройства скважины). В декабре скважина вновь была введена в эксплуатацию с дебитом нефти 8.3 т/сут и обводенностью 15.1%, газовый фактор уменьшился до 2544 м³/т.

За рассматриваемый период из скважины отобрали 0.12 тыс. т нефти, 0.14 тыс. т жидкости и 0.34 млн. м³ газа.

Таким образом, самой высокодебитной скважиной за период пробной эксплуатации была скважина №12, средний дебит нефти которой составил 112.7 т/сут, малодебитной была скважина №10, которая работала со средним дебитом нефти 6.1 т/сут.