Таблица 3.1 – Фактические показатели разработки Муравленковского месторождения в 2014 году

Показатели	БС11	БС12	БС101	БС102	всего
Добыча нефти всего, тыс.т	2009,204	0,546	87,401	62,843	2159.994
В том числе из: переходящих скважин, тыс.т	1996,514	0,542	87,401	62,843	2147,3
новых скважин, тыс.т	12,69	0,004	0	0	12,694
механизированных скважин, тыс.т	2009,204	0,546	87,401	61,268	2158,4
Ввод новых добывающих скважин, всего, шт.	3	1	0	0	4
В т.ч.:из эксплуатационного бурения	3	0	0	0	3
из прочих категорий	0	1			1
Среднесуточный дебит нефти новой скважины, т/сут	102,34	0,10	0	0	77,88
Среднее число дней работы новой скважины, дни	41,3	39,0	0	0	40,8
Средняя глубина новой скважины, м	2920,6		0	0	2920,6
- вспомогательные и специальные скважины	3,164	0	0	0	3,164
Расч. время раб. нов. скв. пред. года, скв.дни	328	188	327	180	324
Расч. доб. нефти из нов.скв. пред. года в тек.году, тыс.т	2,834	0	0	0	5,6
Добыча нефти из перех. скважин пред. года, тыс.т	2298,1	0	107,1	13,4	2419
Расч. добыча нефти из перех. скв. тек. года, тыс.т	2300,9	0	107	13,4	2425
Ожид. добыча нефти из перех. скважин тек. года, тыс.т	1996,5	0,5	87,4	62,8	2147
Изменение добычи нефти из перех. скважин, тыс.т	-304,4	0,5	-19,6	49,4	-278
Процент изменения добычи нефти из перех. скв.,%	-13,23	0	-18,32	367,72	-11,5
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.	940	0	78	20	1031
В том числе нагнетательных в отработке	27	0	3	0	29
Действ. фонд добывающих скважин на конец года, шт.	544	0	32	17	591
Фонд механизированных скважин, шт.	821	0	53	17	888
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.	264	0	19	0	283
Действ. фонд нагн. скважин на конец года, шт.	214	0	4	0	218
Средний дебит действ.скважин по жидкости, т/сут	51,9	19,5	47,8	38,7	51,6
Средний дебит перех.скважин по жидкости, т/сут	51,9	15,3	47,8	38,7	51,6
Средний дебит новых скважин по жидкости, т/сут	115,2	39,5	0	0.0	97,1
Средняя обводн-ть продукции действ.фонда скв., %	80,2	87,7	83,6	49,9	80

---

Продолжение таблицы 3.1

Средняя обводн-ть продукции перех. скважин, %	80,3	81,2	83,6	49.9	80,1
Средняя обводненность продукции новых скважин, %	11,2	99,7	0	0	19,8
Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут	10,3	2,4	7,9	19,4	10,3
Средний дебит переходящих скважин по нефти, т/сут	10,2	2,9	7,9	19,4	10,3
Средняя приемистость нагнет. скважин, м3/сут	184,4	0	132,4	0	183,3
Добыча жидкости, всего, тыс.т	10146,1	4,4	532,2	125,3	10808
В том числе из: переходящих скважин, тыс.т	10131,8	2,9	532,2	125,3	10792,2
новых скважин, тыс.т	14,3	1,5	0	0	15,8
механизированных скважин, тыс.т	10146,1	4,4	532,2	125,3	10775,2
Добыча жидкости с начала разработки, тыс.т	136308,7	17,8	15028,3	865,3	152220
Добыча нефти с начала разработки, тыс.т	74131,7	4,5	6192,2	335	80663,4
Коэффициент нефтеизвлечения, доли,ед	0,252	0,009	0,127	0,073	0,232
Отбор от утвержденных извлекаемых запасов, %	83,95	3,75	88,92	33,03	83,67
Темп отбора от нач. утв. извлекаемых запасов, %	2,28	0,46	1,26	6,20	2,24
Темп отбора от текущих утвержденных запасов, %	12,41	0,47	10,17	8,47	12,07
Закачка рабочего агента, тыс.м3/год	11382	0	176,4	0	11558,4
Закачка рабочего агента с начала разработки, тыс. м3	172661,4	0	11076	0	183737,3
Компенсация отбора: текущая,%	104,4		31,2	0	99,5
с начала разработки,%	105,2		63,8	0	100,7

---

Средний дебит по нефти за 2014 год составил 10,58 т/сут, средний дебит по жидкости – 60,86 т/сут. По сравнению с 2013 годом дебит нефти стабилен 10,36 т/сут., дебит жидкости вырос на 15 %.

Муравленковское месторождение находится на стадии падающей добычи нефти, основная проблема разработки – необходимость сдерживания темпа падения добычи нефти. На месторождении отмечается тенденция роста отбора жидкости в соответствии с проектными решениями, что привело к снижению процента падения добычи нефти. Несмотря на уменьшение количества действующих скважин в последние годы, за счет проводимых мероприятий добыча жидкости выросла на 10 %, дебиты увеличились на 15 %.

Объем закачки воды в пласт составляет 12574,7 тыс.м³, накопленный объем закачки – 185236 тыс.м³. Текущая компенсация отборов жидкости из пласта закачкой – 106%, накопленная – 105,2 %.

Действующий нагнетательный фонд объекта составляет 207 скважин при действующем фонде добывающих скважин – 481. Соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин – 3:1, что соответствует проекту.

Средняя приемистость нагнетательных скважин объекта БС₁₁ составляет 195,8 м³/сут. Коэффициент приемистости по данным КПД – 26 м^3.сут/МПа.

В целом по залежи нефти объекта БС₁₁ энергетическое состояние оценивается как удовлетворительное. Реализованная на объекте система ППД позволяет поддерживать высокие дебиты жидкости – в среднем 62,1 т/сут. Доля малодебитного фонда на объекте незначительна и составляет 5 %. Низкий дебит скважин связан, в основном, либо с глинизацией разреза в юго-западной части, либо кольматацией призабойной зоны пласта.

В проектном документе по объекту БС₁₀¹ предусмотрено формирование трехрядной системы заводнения. Однако от формирования проектной системы пришлось отказаться по причине уточнения коллекторских свойств пласта. В настоящее время в центральной части залежи скважины работают на режиме истощения. В северной части объекта, где производится основной отбор жидкости по объекту и нет перекомпенсации и высокого заводнения, формируется приконтурная система заводнения. По мере необходимости в центральной части залежи возможна реализация очагового заводнения.

По блокам объекта значения пластового давления ниже первоначального на 1,5-15 % и изменяются от 21,9 МПа (6 участок), где ведется интенсивный отбор жидкости, до 25,4 МПа (2 участок), где в настоящий момент не ведётся закачка и влияние законтурной зоны. Здесь необходимо дальнейшее развитие системы заводнения.

---

Текущее состояние выработки запасов месторождения
Запасы нефти и газа Муравленковского месторождения (пласты ПК₁, БС₁₀¹, БС₁₀², БС₁₀³, БС₁₁ и БС₁₂) были пересчитаны в 1993 году «СибНИИНП» и утверждены ГКЗ РФ (протокол №№169, 170 от 25.06.93 г.) по категориям:

Запасы нефти по месторождению:

- балансовые запасы – 347644 тыс.т;

- извлекаемые запасы – 96286 тыс.т;

- КИН – 0.277;

Запасы газа по месторождению:

- балансовые запасы растворенного газа – 19543 млн.м³;

- извлекаемые запасы растворенного газа – 5401 млн.м³;

- балансовые запасы свободного газа – 54442 млн.м³;

Доля балансовых запасов нефти категории С₁ по пласту БС₁₀² составляет 1,32 %, по пласту БС₁₂ – 0,15 %. КИН по пласту БС₁₀² принят равным 0,22, по пласту БС₁₂ – 0,23. Запасы нефти пласта БС₁₀³ отнесены к категории С₂ и составляют 5,6 % от запасов этой категории по месторождению. КИН принят равным 0,20.

После утверждения запасов ГКЗ в 1993 г был произведен прирост запасов нефти по пласту БС₁₂ за счет переоценки запасов категории С₂ в количестве 946 тыс.т балансовых и 216 тыс.т извлекаемых. КИН при этом был принят 0,228, против утвержденного ГКЗ – 0,166. В результате оставшиеся запасы нефти составили 382 тыс.т, извлекаемые – 88 тыс.т.
2.6 Устройство и применение устьевого струйного устройства
Продукция скважин под действием устьевого давления поступает через ГЗУ, обслуживающую 6-12 скважин, или на участ­ковую дожимную насосную станцию (ДНС), или на участковую сепарационную установку (УСУ).

ДНС сооружают на промыс­лах или участках промыслов, удаленных на значительные рас­стояния от ЦСП (обычно более 10 км), УСУ – для нефтесбора с участков, расположенных вблизи ЦСП.

На ДНС (или УСУ) осуществляют первую ступень сепарации при давлении 0,6-0,7 МПа, которое обеспечивает безкомпрессорное транспортирование газа до ГПЗ, расположенного на площадке ЦСП, и перекачку газонасыщенной нефти центробежными насосами 21 на ЦСП на расстояние до 100 км и более.

На ЦСП осуществляют вторую и, если требуется, третью ступени сепарации, подготовку нефти и очистку воды.

При этой системе достигается высокая степень централиза­ции технологических объектов, их количество на месторождении сводится к минимуму, отсутствуют отстойники и компрессорные станции, практически полностью утилизируется нефтяной газ.

---

2.7 Эффективность работы УПСВ на ДНС-6 на муравленковском месторождении
Производительность ДНС-6 с УПСВ Муравленковского месторождения составляет:

- максимальное количество нефти – 850 т /сут;

- максимальное количество жидкости – 19500 м³/ сут.

Назначение установки:

- сбор газонасыщенной обводненной нефти с кустов Муравленковского месторождения;

- частичное отделение попутного нефтяного газа от нефти;

- динамический отстой нефтяной эмульсии;

- предварительный сброс пластовой воды, ее подготовка;

- насосный транспорт подготовленной нефти на ЦПС «Муравленковский».

---

Смотрите также файлы

• Некоммерческая образовательная.docx

• Задача 1 государственная итоговая аттестация госпитальная педиатрия Факультет педиатрический Кафедра педиатрии.docx

• Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования тюменский индустриальный.docx

• Анатомия отделы и структуры нервной системы человека принципы выделения и классификации.docx

• .docx