Тагринское месторождение. Текст выступления. Слайд 2

• Название: Слайд 2
• Анкор: Тагринское месторождение
• Дата: 08.04.2023
• Размер: 15.68 Kb.
• Имя файла: Текст выступления.docx
• Тип: Работ; #1046597

Слайд 1. ТЕМА РАБОТЫ

Слайд 2. Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение - расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа и частично в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Входит в состав Варьеганского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Тагринское нефтегазоконденсатное месторождение (ТНКМ) было открыто в 1975 году, введено в разработку в 1978 году.

Текущий КИН по месторождению составляет 0,38.

Слайд 3. На слайде представлен геологический разрез Тагринского месторождения.

Геологический разрез – сечение участка земной коры вертикальной плоскостью с изображением на нем геологических факторов, характеризующих взаимное расположение слоев горных пород и условия их обводнения.

Геологи используют этот способ для интерпретации данных по полезным ископаемым. Благодаря схеме они могут оценить предположительные размеры месторождений, рентабельность их разработки.

Слайд 4. В настоящее время в разработке находится 17 объектов: БВ1, БВ2, БВ3, БВ41, БВ42, БВ5, БВ6, БВ70, БВ71, БВ8, БВ9, БВ10, БВ11, БВ12-14, Ач, ЮВ11, ЮВ12.

Основные этапы разработки:

1 этап – приблизительно с 1979 по 1985 гг, 2 этап – приблизительно с 1986 по 1998 гг, 3 этап – с 1998 г по настоящее время.

Слайд 5. Как видно по данным слайда, наиболее эффективными по нефтедобыче являются объекты БВ6, БВ8, БВ9, БВ12-14 и Ач. Именно их мы и будем анализировать по технологической эффективности геолого-технологических мероприятий

Слайд 6. ГТМ - комплекс мероприятий, проводимый в (на) скважинах для оптимизации разработки месторождения, поддержания проектных уровней добычи углеводородного сырья и/или интенсификации добычи с целью увеличения коэффициентов извлечения углеводородов.

Слайд 7. Из методов интенсификации добычи на Тагринском месторождении испытаны такие как:

1. 
   ГРП;
   
2. 
   Оптимизация;
   
3. 
   Вывод из бездействия;
   
4. 
   Ликв. Аварии;
   
5. 
   РИР;
   
6. 
   ОПЗ-ГКО;
   
7. 
   Ввод новых скважин.
   

Слайды с 8 по 12. На данных слайдах показаны показатели количества и эффективности проведения ГТМ на объектах БВ6, БВ8, БВ9, БВ12-14 и Ач.

Слайд 13. По результатам данных с прошлых слайдов суммарная дополнительная добыча нефти от проведения ГТМ за период 2014 – 2018 гг. составила 417,834 тыс.т, что выше проектной на 22.1%.

Наиболее эффективным методом из всех оказался ГРП. Гидроразрыв был выполнен на 70 добывающих скважинах, в том числе: на объекте Ач – 33 скважин, на БВ12-14 – 3 скважины, на пласте БВ11 – 5 скважин, на пласте БВ9 – 28 скважин, на пласте ЮВ11 – 1 скважина.

Результаты испытаний следует признать успешными, так как:

- в среднем дебит нефти после ГРП возрастает в 27,1 раза;

- в ряде случаев до ГРП скважины вообще не могли быть освоены;

- получены положительные результаты применения гидроразрыва пласта на скважинах объекта Ач (средний начальный дебит нефти 49,9 т/сут);

- получены хорошие дебиты нефти на низкопродуктивных объектах, таких как БВ11 (33,8 т/сут), БВ12-14 (57,2 т/сут), ЮВ12 (47,9 т/сут).