реферат. В промышленной разработке месторождения находятся пласты ас
 Скачать 4.16 Mb.
|
|
Рис. 4.2.6. Распределение накопленной закачки по пластам месторождения на 01.10.2011 г.  Рис. 4.2.7. Распределение скважин по закачке воды с начала разработки на 01.10.2011 г. Из рисунка видно, что большинство скважин закачивали воду в интервале 10-50 тыс.м3. Таких скважин насчитывается 10, суммарный объем нагнетаемой воды этих скважин составил 317.0 тыс.м3 или 22.2%. Остальные скважины по объемам закачиваемой воды распределены следующим образом: максимальный объем воды, равный 208.5 тыс. м3, закачан скважиной №1043 (14.6 % всей закачки по месторождению); значительный объем воды, равный в сумме 581.2 тыс.м3 (40.6 % всей закачки по месторождению) закачан скважинами №№12, 1042, 1058 и 1061; в интервале закачки 50-100 тыс.м3 работали четыре скважины №№1022, 1026, 1057, 1076, в сумме ими закачано 293.2 тыс.м3 (20.6% всей закачки по месторождению) закачан скважинами; наименьшие объемы воды (менее 10 тыс.м3) закачаны в семь скважин (№№1021, 1024, 1040, 1063, 1064, 1065 и 1080), в сумме закачка данных скважин составила 26.0 тыс.м3 (или 1.8% всей закачки по месторождению). Из динамики видно, что месторождение находится в начальной стадии эксплуатации, характеризующейся растущей добычей нефти. В 2010 году было добыто 408.6 тыс.т, что обеспечило темп отбора от НИЗ равный 2.6%. Жидкости было отобрано 516.6 тыс.т, средняя обводненность составила 20.9 %. В период январь-сентябрь 2011 года добыча нефти по месторождению составила 277.4 тыс. т, жидкости – 367.5 тыс. т, средняя обводненность 24.5 % воды закачано – 427.8 тыс.м3. Средний коэффициент эксплуатации добывающих скважин за январь-сентябрь 2011 года равен 0.89, нагнетательных – 0.83. Средний коэффициент использования добывающих скважин за указанный период равен 0.91, нагнетательных – 0.65. Средние коэффициенты эксплуатации скважин, характеризующихся наиболее стабильной работой в 2011 г., составляли: 1.0 (скв. №№1014, 1034, 1049, 1062, 1066), 0.98 (cкважины N№1031,1066), 0.96 (скв.№2, 1025). Низкие коэффициенты эксплуатации, равные 0.2-0.5 и менее, отмечаются как по переходящим скважинам (например, скважины №№1084, 1088, 1096), так и по новым скважинам например, скважины №№6147, 6148, 6149, 6150). Из новых скважин самые высокие коэффициенты эксплуатации, равные соответственно 0.92 и 0.94, отмечаются по скважинам №№6151 и 6166. Учет добычи в нефтяной компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» ведется отдельно по пластам. Основные показатели разработки по каждому из пластов и объекту в целом за январь-сентябрь 2011 год приведены в таблице 4.2.3. Из таблицы видно, что больше всего скважин работает на пласте АС111-2, меньше всего – на пласте АС113. Из таблицы следует, что наибольшие отборы нефти, жидкости и закачки на месторождении, равные соответственно 826.1 тыс.т, 1069.8 тыс.т и 916.9 тыс.м3 (63% всего объема закачки по объекту), обеспечивает пласт АС11 1-2. Таблица 4.2.3 Основные показатели состояния разработки Ваделыпского месторождения за 9 месяцев 2011 года.
Средние текущие дебиты скважин на 01.10.2011 г. составили: по нефти – 54.2 т/сут, по жидкости – 78.2 т/сут, средняя текущая обводненность продукции скважин 24.5%. На 01.10.2011 г. в добыче на месторождении участвуют 39 скважин. Распределение действующих скважин по дебитам нефти и жидкости, а также обводненности показано в таблицах 4.2.4 - 4.2.5, на рисунках 4.2.8-4.2.10 и на карте текущего состояния разработки (Графическое приложение 4.2). Таблица 4.2.4 Распределение действующих скважин по дебитам нефти и обводненности на 01.10.2011 г.
.  Рис. 4.2.8. Распределение действующих скважин по дебитам нефти на 01.10.2011 г. На рисунке видно, что в интервалах дебитов нефти скважины распределены следующим образом: <10 т/сут - пять скважин (13% действующего фонда); 10-20 т/сут - четыре скважины (10% действующего фонда); 20-50 т/сут – 14 скважин (36% действующего фонда); 50-70 т/сут - семь скважин (18% действующего фонда); 70-100 т/сут – пять скважин (13% действующего фонда); >100 т/сут – четыре скважины (10% действующего фонда). Таблица 4.2.5 Распределение действующих скважин по дебитам жидкости и обводненности на 01.10.2011 г.
 Рис. 4.2.9. Распределение действующих скважин по дебитам жидкости на 01.10.2011 г. Количество действующих скважин в интервалах дебитов жидкости следующее: <30 т/сут - четыре скважины (10% действующего фонда); 30-50 т/сут - семь скважин (18% действующего фонда); 50-70 т/сут – 12 скважин (31% действующего фонда); 70-100 т/сут - семь скважин (18% действующего фонда); 100-200 т/сут – восемь скважин (20% действующего фонда); >200 т/сут – одна скважина (3% действующего фонда). Из распределения следует, что основная часть скважин действующего фонда эксплуатируется с дебитами по нефти 20-50 т/сут, по жидкости 50-70 т/сут. Таких скважин насчитывается 14 по дебитам нефти и 12 по дебитам жидкости. Наиболее высокодебитные скважины №№2, 3, 1025 и 1062, их дебиты по нефти равны соответственно 160.9, 125.8, 158.6 и 110.8 т/сут, по жидкости – 190.3, 156.5, 163.6 и 133.5 т/сут. К высокодебитным относятся также скважины №№1044, 1071, 1050 и 1052, их дебит по нефти составляет 90 т/сут, эксплуатация скважин №№1044 и 1071 практически безводная (содержание воды в продукции 2-3%). Обводненность продукции скважин №№ 1050 и 1052 составляет соответственно 24.5 и 42.4%.  | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||