Анализ текущего состояния разработки характеристика фондов скважин и текущих дебитов

Скачать 98.5 Kb.

страница	1/4
Дата	27.04.2018
Размер	98.5 Kb.
	#201
Название файла	2.doc
Тип	Расшифровка

1 2 3 4

2.2 Динамика основных показателей разработки
2.3 Анализ выработки пластов

2 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

2.1 Характеристика фондов скважин и текущих дебитов

Опытная эксплуатация верейской залежи (301) началась в 1973г., башкирской (302) – в 1957г., серпуховской (303) – в 1943г. единичными скважинами.

Первая технологическая схема разработки залежей 301,302,303 Ромашкинского нефтяного месторождения составлена ТатНИПИнефть в 1983 году. После получения экспертного заключения ВНИИ тех.схема была возвращена для внесения изменений и дополнений. Первая технологическая схема по вводу залежей в промышленную разработку принята ЦКР согласно протоколу за №1211 от 25.06.1986 года.

В 2012г. «ТатНИПИнефть» выполнена работа «Дополнение к проекту разработки Ромашкинского нефтяного месторождения». Согласно протоколу №5508 заседания ЦКР Роснедр по УВС утвержденному 17.12.2012г. дальнейшая разработка залежей 301-303 предусматривает бурение 470 вертикальных (все - СМД) и 251 горизонтальной добывающей скважины, 50 нагнетательных (в том числе 25 ГС), перевод 325 добывающих и 106 нагнетательных скважин с бобриковского горизонта [1].

По состоянию на 1.01.2016 года по залежам 301-303 пробурено 954 скважины, в том числе произведены возвраты с других горизонтов (Д₁ и С₁^ВВ) 204 скважин.

В отчётном году пробурено 29 скважин, в том числе 4 скважины малым диаметром, 24 - горизонтальные, 1- МЗС.

В таблице 8 приведена характеристика пробуренного и возвращённого фонда скважин.

Таблица 8 Характеристика пробуренного и возвращённого фонда скважин

Расшифровка фонда	01.01.2015	01.01.2016
1	2	3
1. Действующий фонд добывающих скважин	661	702
в том числе: а) ЭЦН	28	22
б) СКН	633	680
2. Бездействующий фонд	82	67
3. В ожидании освоения	0	1
4. Эксплуатационный фонд	743	770

Окончание таблицы 8

1	2	3
5. Нагнетательный фонд	36	36
в том числе: а) нагнетательные действующие	36	35
б) нагнетательные бездействующие	0	1
в) ожидающие освоения	0	0
6. Контрольные	94	101
в том числе: а) наблюдательные	6	6
б) пьезометрические	88	95
7. В консервации	16	15
8. Ожидающие ликвидации	0	0
9. Ликвидированные	32	32
10. Переведены с др. горизонтов (С1вв и Д1)	199	204
11. Всего скважин на данный объект	921	954

2.2 Динамика основных показателей разработки

По состоянию на 1.01.2016 года по залежам, с начала разработки отобрано 8790,8 тыс. тонн нефти, что составляет 20,86% от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи - 0,046%.

Весь пробуренный фонд на 1.01.2016 г. по залежам - 954 скважины, в том числе эксплуатационный добывающий - 770 скважин, из них действующих – 702 скважины, бездействующий фонд – 67 скважин (8,7% от эксплуатационного фонда), в освоении после бурения – 1 скважина.

В 2015 году добыто 425,6 тыс. тонн нефти (при норме 425,0 тыс. тонн) и 2818,3 тыс. тонн жидкости (запланировано 3000,0 тыс. тонн). Среднегодовая обводненность продукции в целом по площади составила 84,9% (при плане 85,8%). Пластовое давление по залежи №303 – 71,0атм. (за предыдущий год – 71,2 атм), забойное – 56,4атм. (за предыдущий год – 56,1атм.). Среднесуточный дебит по нефти составил 1,92 т/сут., дебит жидкости – 12,7 т/сут.

В 2015 году выполнены следующие геолого-технические мероприятия:

- пробурено 29 скважин, в том числе 4 -малым диаметром, 24 – горизонтальные, 1 – МЗС, введено на нефть 28 скважин (при плане 21 скв.). Добыча по новым скважинам составила 30,0 тыс. тонн нефти. Средний дебит по нефти новых скважин составил 8,1 т/сут. Инвестиционный проект по бурению в 2014 году выполнен [1].

- из бездействующего фонда введено в эксплуатацию 45 скважин. Дополнительная добыча по ним составила 12,0 тыс. тонн нефти (план 5,6 тыс. тонн), среднесуточный дебит по нефти – 3,0 т/сут.

- изоляционные работы по ограничению водопритока проведены в 123 скважинах, при плане – 118 скважин. Применены технологии: СНПХ-9633, ВНГС, ВПСД (на основе Гуар). Произведены ОПЗ АФК (кислотный фосфорсодержащий комплексообразующий реагент), ОПЗ НCL.

Наиболее эффективными технологиями по водоизоляции скважин являются хорошо зарекомендовавшие себя промышленные технологии: СНПХ-9633, ВНГС. На 51 добывающих скважинах произведена селективная изоляция вод путем закачки реагента СНПХ-9633. Дополнительная добыча за год составила 25,2 тыс. тонн нефти, средний прирост на одну скважину – 2,1т/сут. На 40 скважинах произведена обработка реагентом ВНГС. Дополнительная добыча нефти по этим скважинам составила 11,3 тыс. тонн, средний прирост на одну скважину – 2,6 т/сут. Закачка высокопрочных полимерных систем для ограничения притока воды в добывающие скважины (ВПСД) была произведена на 31 скважине. Дополнительная добыча по ним составила 5,5 тыс. тонн, среднесуточный дебит по нефти – 2,2 т/сут. На 1 добывающей скважине провели ОПР технологией ограничения водопритока с использованием полиалюминия хлорида (авт.«ТатНИПИнефть»). Технология основана на блокировании высокопроницаемых интервалов пласта гелем образующимся из водного раствора полиалюминия хлорида при его контактировании с карбонатным коллектором. Закачку реагента произвели в конце года, на отчетную дату прирост по нефти составил – 3,8 т/сут [1].

- на 3 скважинах при КРС проведены работы по отключению обводненной части пласта закачкой нефтецементной смеси. Дополнительная добыча по этим скважинам составила 1,7 тыс. тонн нефти, среднесуточный прирост на одну скважину – 4,0 т/сут.;

- Суммарная дополнительная добыча нефти от изоляционных работ по ограничению водопритока за отчётный период составила 43,7 тыс. тонн, сокращение объёма добычи попутной воды составило 126,1 тыс. тонн;

- с целью испытания новых технологий стимуляции работы горизонтальных скважин при КРС на 2-х скважинах была проведена технология поинтервального ОПЗ с применением пакеров ТАМ (дополнительная добыча составила 1,6 тыс. тонн нефти), на 1 скважине провели пенокислотное ГРП( дополнительная добыча – 0,098 тыс.тонн), внедрение пакеров КВАРТ на 2 добывающих скважинах оказалось неэффективным;

- ОПЗ кислотным составом (АФК, HCL) произведена на 3 скважинах с дополнительной добычей 1,3 тыс.тонн нефти, средний прирост на одну скважину – 1,2 т/сут;

- произведена оптимизация режима работы 4 скважин путем внедрения высокодебитных

насосов, в т.ч. внедрены: Э-250 - 2 скважины, Э-80 – 2 скважины. Дополнительная добыча нефти по внедренным ЭЦН составила 15,5 тыс.тонн. Увеличение отборов ведёт к быстрому обводнению скважин и, следовательно, возникает необходимость проведения изоляционных работ. В 2014 году обработано 3 скважины по технологии ВНГС по ограничению водопритока ранее оптимизированных скважин;

- продолжено применение технологии водоизоляционных работ на работающей скважине без подъема ГНО с использованием гидрофобно-эмульсионного раствора, а также «тяжелой воды». Данной технологией обработано 130 скважин. Дополнительная добыча нефти по всем скважинам - 25,5 тыс.тонн, среднесуточный прирост на 1 скважину – 1,1 т/сут.

Поддержание темпов добычи и выполнение инвестиционной программы достигается за счет бурения новых скважин, работ с возвратным фондом (С1 и Д1), а также применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Использование новых технологий позволяет сдерживать рост темпов обводнения залежей и способствует дополнительной добычи нефти.

Работы в этом направлении будут продолжаться в планируемых ГТМ на 2016г [10].
2.3 Анализ выработки пластов

В 1979 году ОАО "Татнефть" приняло решение наряду с опытной эксплуатацией широко проводить опытно-промышленные работы (ОПР) по испытанию и изысканию возможностей заводнения карбонатных коллекторов, методов повышения нефтеотдачи, поиску оптимальной плотности сетки и размещения скважин, эффективных гидродинамических и физико-химических методов воздействия на продуктивные коллекторы, способов вскрытия, освоения, обработки призабойных зон скважин. С этой целью на залежах №301-303 было выбрано 8 опытных участков.

Скачать 98.5 Kb.

Поделитесь с Вашими друзьями:

1 2 3 4

Похожие:

	Методы оценки производственных фондов и их особенности в строительстве скважин Натуральное выражение основных фондов позволяет определить их технический состав и производственную мощность предприятия, однако...		Экономическая характеристика оборотных (текущих) активов Управление основными элементами оборотных (текущих) активов ООО «гильдия» 26
	Технологический режим работы скважин Технологический режим скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами		Задача проектирования эксплуатации скважин штанговыми насосными установками (шсну) формулируется следующим образом Еспечивался заданный плановый отбор жидкости при оптимальных технологических и технико-экономических показателях эксплуатации. Такая...
	Курсовая работа по дисциплине «Анализ финансово-хозяйственной деятельности» на тему «Анализ финансового состояния ОАО «сургутнефтегаз»		Техническое состояния и эффективное использование основных средств на пао «Вязниковском хлебокомбинате» Эта особенность делает необходимым изучение основных фондов предприятия с целью их максимально эффективного использования
	1 исходные данные Эксплуатация скважин, оборудованных шсну с цп в условиях, осложненных образованием эмульсии при проведении технологических процессов...		«расчет технологических показателей разработки нефтяного месторождения» При проектировании разработки нефтяных месторождений основные технологические показатели разработки
	5. охрана недр и окружающей среды Эксплуатация скважин, оборудованных шсну с цп в условиях, осложненных образованием эмульсии при проведении технологических процессов...		1 Анализ технического состояния, структуры и динамики основных средств ОАО «Витрайбыт» При проведении анализа состояния и эффективного использования основных средств необходимо изучить, достаточно ли у предприятия основных...