Диплом. диплом. Выбор технологии увеличения нефтеотдачи пластов для условий Наратовского месторождения
 Скачать 448.47 Kb.
|
|
Добыча нефти по месторождению за 2005 год на Наратовском месторождении составила 100,513 тыс.т, жидкости 1135,817 тыс.т Годовая добыча нефти снизилась по сравнению с предыдущим на 2051 т., при этом годовая добыча жидкости упала на 60,732 тыс.т, вследствие чего, среднегодовая обводненность продукции скважин составила, за 2005 год 89,62% (снизилась в сравнении с 2004 годом на 0,33%). Накопленный с начала разработки водонефтяной фактор по состоянию на 01.01.2005 г. составляет 4,8 м³/сут., текущий водонефтяной фактор 10,1 м³/сут. Средний дебит одной скважины составил 1,6 т/сут по нефти и 18,1 м³/сут. по жидкости. Средний дебит скважин, эксплуатируемых ШГН, составил 1,3 т/сут. по нефти и 10,7 м³/сут. по жидкости, по скважинам, эксплуатируемым ЭЦН соответственно 5,12 т/сут. и 130,1 м³/сут. Балансовые запасы Наратовского месторождения составляют 17,1 млн. т. нефти. С начала разработки добыча нефти по состоянию на 01.01.2005 год составила 4 028,058 тыс.т, что составляет 23,55 % от балансовых запасов. Годовая закачка воды составила 1154, 618 тыс. м³, что компенсирует отбор жидкости на 101,7%. С начала разработки закачено в пласты 22107,926 тыс.м³ воды, компенсация отбора жидкости на месторождении, закачкой с начала разработки составляет 91,4 %. Пластовое давление на конец года составляет в зоне отбора 10,41 МПа средневзвешенное по площади 11,7 МПа. Показатели разработки Наратовского месторождения с 1982 по 2005 года показаны в таблице 1.11. В таблице 1.12 приводится сравнение фактических показателей разработки с проектными показателями. Проектные показатели взяты по рекомендации [3]. Как видно, что за время разработки месторождения, годовая добыча нефти выше проектной на 20,5 тыс. т, при этом годовая добыча жидкости выше проектной на 32 тыс. т. Фактическая обводненность продукции скважин составила 92,27% против 93,7% по проекту. Проведение работ по ограничению попутно добываемой воды, а именно остановка высокообводненных, нерентабельных скважин, регулирование отборов жидкости и закачки воды, обработка нагнетательных скважин щелочно-полимерным раствором, позволили снизить обводненность продукции скважин. Снижение обводненности за 2005 год составило 0,33%. Фонд добывающих скважин выше проектного на 19, средний дебит одной скважины по нефти выше проектного на 0,3 т/сут. При этом средний дебит по жидкости ниже проектного на 0,5 т/сут. Так как месторождение находится на последней стадии разработки необходимо применение методов нефтеотдачи пластов. Таблица 1.11 – Показатели разработки Наратовского месторождения с 1982 по 2005 года
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||