Файл: 1. 1 Географическое расположение.docx

ВУЗ: Не указан

Категория: Реферат

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 17.03.2024

Просмотров: 51

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

Рисунок 9– Динамика фонда добывающих скважин, эксплуатационного бурения
Текущее состояние разработки месторождения характеризуется обводненностью продукции 94.4%. Основная причина обводнения скважин – закачка воды в пласт. В динамике обводненности продукции (рис.4.2.8) можно выделить несколько этапов:

- 1977 - 1979 годы – безводный период эксплуатации (<2% воды);

- 1980 - 1994 годы период интенсивного роста (до 82% воды);

- 1995 – 1998 годы период стабилизации на уровне 82-83%;

- 1999 – 2011 годы – период замедленного роста.

Формирование системы поддержания пластового давления начато в 1978 году – практически одновременно с началом его эксплуатации (на естественном режиме добыто 468 тыс.т нефти, 1.3% от общей добычи).

Всего с начала разработки по состоянию на 1.01.2012 года в продуктивные пласты закачано 217363.8 тыс.м3 воды при накопленном отборе жидкости 183131.3 тыс.т. Максимальная накопленная закачка по 2 участку, которая составляет 24% от общей, минимальная – на 5 участке (2.8%).

Среднее пластовое давление по состоянию на 1.01.2012 года составляет 16.2 МПа, что ниже первоначального на 1.2 МПа.


2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

В настоящее время месторождение полностью разбурено, весь проектный фонд реализован на 100% (табл.4), бурение осуществлялось по проектной сетке 25 га/скв.

Таблица 4 - Состояние реализации проектного фонда


п/п

Категория фонда

Месторождение

1

Утвержденный проектный фонд, всего

661

в том числе:




- добывающие

462

- нагнетательные

199

- газовые

-

- контрольные

-

- водозаборные

-

2

Фонд скважин на 1.01.2012 г., всего

661

в том числе:




- добывающие

462

- нагнетательные

199

- газовые

-

- контрольные

-

- водозаборные

-

3

Фонд скважин для бурения

-

На 1.01.2012г., всего

-

в том числе:

-

- добывающие

-

- нагнетательные

-

- газовые

-

- контрольные

-

- водозаборные

-





По состоянию на 01.01.2012 года фонд скважин Даниловского месторождения составил 661 единицу, из которых 312 скважин находятся в эксплуатационном добывающем фонде, 124 – в эксплуатационном нагнетательном, 91 - в консервации, 37 – в контрольно-пьезометрическом фонде, 97 скважин ликвидированы.



Действующий фонд добывающих скважин составляет 293 скважины (63.4% от добывающего фонда). Из числа добывающих скважин 19 находятся в бездействии, 62 скважины - в консервации, контрольных и пьезометрических -18, ликвидировано – 70.

Действующий фонд нагнетательных скважин - 124 единицы (62.3% от нагнетательного фонда), в бездействии – 21 скважина, в консервации – 29, в контрольных и пьезометрических – 19, ликвидировано 27.



Рисунок 10– Схема пробуренного фонда скважин по участкам

Действующий фонд добывающих скважин характеризуется как среднедебитный по нефти и высокообводненный. Средний дебит нефти их составляет 5.5 т/сут, изменяется по скважинам в диапазоне от 0.2 т/сут до 37.7

По величине текущего дебита нефти скважины распределяются следующим образом:

- до 2.5 т/сут – 33.8% фонда (99 скв.);

- от 2.5 до 10 т/сут – 53.3% фонда (156 скв.);

- от 10 до 20 т/сут – 10.9% фонда (32 скв.);

- более 20 т/сут – 2.0% фонда (6 скв.).



Рисунок 11- Распределение действующего фонда добывающих скважин

по дебитам нефти

Малодебитность скважин связана с низкой продуктивностью вскрытых интервалов, обусловленная геолого-физической характеристикой пластов, у 15% добывающих скважин входной дебит по нефти был менее 2.5 т/сут, сейчас доля таких скважин возросла до 34.4%.

Распределение скважин по текущему дебиту нефти в пределах каждого участка выглядит следующим образом

Таблица 6 – распределение скважин по текущему дебиту нефти.

Участки

Дебит нефти, т/сут




> 20

20-10

10-5

5-2.5

2.5-1.0

< 1

Всего

1

скв /%

-

4 /25

6 /37.4

1 /6.3

1 /6.3

4 /25.0

16

2

скв /%

2 /5.3

9 /23.7

9 /23.7

12 /31.6

3 /7.9

3 /7.9

38

3

скв /%

-

6 /13.6

15 /34.1

8 /18.2

10 /22.7

5 /11.4

44

4

скв /%

2 /8

3 /12

5 /20

6 /24

7 /28

2 /8

25

5

скв /%

1 /7.1

1 /7.1

2 /14.3

4 /28.6

5 /35.8

1 /7.1

14

6

скв /%

-

3 /8.6

9 /25.7

9 /25.7

9 /25.7

5 /14.3

35

7

скв /%

-

3 /6.8

16 /36.4

13 /29.5

10 /22.7

2 /4.5

44

8

скв /%

1 /5.9

2 /11.8

3 /17.6

4 /23.5

7 /41.2

-

17

9

скв /%

-

-

-

-

-

-

-

10

скв /%

-

-

7 /33.4

3 /14.3

7 /33.3

4 /19

21

11

скв /%

-

1 /2.6

13 /33.3

11 /28.2

11 /28.2

3 /7.4

39

Месторождение

скв /%

6 / 2.0

32 / 10.9

85 /29.0

71 /24.2

70 /23.9

29 /9.9

293 /100


Наибольшее количество скважин- с дебитом нефти от 1 до 10 т/сут

Распределение скважин по текущему дебиту жидкости:

- до 5 т/сут – 10.6% фонда (31 скв.);

- от 5 до 20 т/сут – 19.5% фонда (57 скв.);

- от 20 до 50 т/сут – 21.8% фонда (64 скв.);

- от 50 до 100 т/сут – 17.1% фонда (50 скв.);

- от 100 до 200 т/сут – 14.3 % фонда (42 скв.);

- более 200 т/сут – 16.7% фонда (49 скв.)



Рисунок 12 – Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам жидкости

Из распределения видно, что диапазон добывных возможностей действующего фонда добывающих скважин достаточно широк и представлен различными группами по дебитам.


Таблица 6– Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам жидкости и обводненности

Дебит жидкости, т/сут

Обводненность, %

Всего

%

< 20

20-50

50-90

90-95

>95

0-5

6

6

16

1

2

31

10,6

2,47,235,821,533,1 7211056397293 100---6434916,7--713224214,3-11116225017,1-1372066421,8722513612,35-10

%

Всего

>200

100-200

50-100

20-50

-

6

12

2

1

21

7,2

1

10-20


Среднегодовая обводненность продукции действующего фонда скважин за 2011 год составила 94.4%, изменяясь по скважинам от 6.4% до 99.7%.

Распределение действующих добывающих скважин по обводненности следующее (рис.13): менее 50% - 9.6% фонда (28 скважин); от 50 до 90% - 36.8% фонда (105 скважин); от 90 до 95% - 22.2% фонда (65 скважины); более 95% - 32.4% фонда (95 скважин).



Рисунок 13– Распределение скважин

Более половины скважин (54.6%) работают с обводненностью продукции свыше 90%.

Распределение перебывавшего фонда скважин в эксплуатации по накопленной добыче нефти следующее (рисунок 14):

Рисунок 14– Распределение скважин по накопленной добыче нефти



- до 5 тыс.т – 15.2% фонда (81 скв.); от 5 до 20 тыс.т – 20.7% (110 скв.); от 20 до 50 тыс.т – 23.6% (126 скв.); от 50 до 100 тыс.т – 17.7% (94 скв.); от 100 до 300 тыс.т– 19.2% (102 скв.); от 300 до 500 тыс.т– 3.2% (17 скв.); более 500 тыс.т – 0.4% (2 скв.).

2.3 Анализ выполнения проектных решений

Месторождение разрабатывается на основании проектного документа «Дополнение к проекту разработки Даниловского месторождения», утвержденного в 2010 году (протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре № 1252 от 17.03.2010 г).

Основные положения проектного документа:

1) один эксплуатационный объект (пласты П12+Т+КВ);

2) трансформация площадной девятиточечной системы в пятиточечную с избирательным заводнением;

3) плотность сетки 25 га/скв;

4) механизированный способ эксплуатации;

5) давление на устье нагнетательных скважин – 15 МПа;

6) забойное давление механизированных скважин – 9 МПа;

7) проектный фонд 660 скважин.

Проектный фонд реализован на 100%. Месторождение полностью разбурено по проектной сеткой – 25 га/скв.

В настоящее время система разработки Даниловского месторождения представляет собой разнообразие завершенных и незавершенных систем разработки: 9-ти точечная, 9-ти точечная трансформированная в 5-ти точечную, незавершенная 9-ти точечная, очаговая.

Способ эксплуатации скважин механизированный, фактическое забойное давление скважин 8.8 МПа, практически на уровне проектного (9 МПа).

Давление на устье нагнетательных скважин 12.0 МПа, ниже проектного на 3 МПа.

В рамках последнего проектного документа с целью ПНП и ИДН, по фактическим результатам эксплуатации скважин предлагалась программа ГТМ.

Программа ГТМ, составленная на период 2008-2011 гг предусматривает следующие виды мероприятий:

- гидроразрыв пласта (ГРП);

- методы обработки призабойной зоны