Файл: Азрабатывается на основании Дополнения к проекту доразработки МортымьяТетеревского месторождения, утвержденного цкр роснедра.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 57
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
3.4 Сопоставление проектных и фактических показателей
Сравнение проектных и фактических показателей разработки приведено за период 2009-2015 гг. В течение этого периода месторождение разрабатывается на основании «Дополнения к проекту доразработки Мортымья-Тетеревского месторождения», утвержденного ЦКР Роснедра (протокол № 4800 от 23.12.2009 г.) [1].
Отклонение от проектных решений
Согласно проектному решению «Дополнения к проекту доразработки Мортымья-Тетеревского месторождения», с 2013 года предусматривалось забуривание вторых стволов из 26 скважин на пласт П (8 на Мортымья-Тетеревской, 3 на Южно-Тетеревской, 5 на Восточно-Тетеревской, 3 на Средне-Северо-Тетеревской, 2 на Западно-Мортымьинской, 4 на Южно-Мортымьинской и 1 на Северо-Мортымьинской залежах) и бурение 6 скважин в 2015 году (1 на Мортымья-Тетеревской, 4 на Средне-Северо-Тетеревской и 1 на Южно-Мортымьинской залежах) в отложениях пласта П. Фактически бурение новых скважин не проводилось. Забуривание вторых стволов проведено на Мортымья-Тетеревской залежи – 10 ед.
Сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки
Мортымья-Тетеревское месторождение открыто в 1961 году и введено в промышленную разработку в 1966 году.
По состоянию на 01.01.2016 г. на месторождении пробурены 893 скважины (99,2 % от проектного фонда), в том числе 611 добывающих, 276 нагнетательных, 6 поглощающих.
Фонд действующих скважин составляет 241, нагнетательных – 140, поглощающих – 1.
В таблице 3.4.1 и рисунках 3.4.1-3.4.7 представлено сопоставление основных технологических показателей за 2009-2015 гг.
Таблица 3.4.1 - Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
| Показатели | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | |||||||||||||
| Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | Проект | Факт | |||||||
| Добыча нефти, 103т | 501,5 | 489,6 | 476,5 | 454,8 | 461,0 | 421,8 | 445,8 | 390,9 | 439,3 | 364,8 | 447,4 | 360,5 | 463,7 | 333,7 | ||||||
| Добыча нефти с начала разработки, 103т | 81010,6 | 80998,7 | 81487,1 | 81453,4 | 81948,2 | 81875,2 | 82394,0 | 82266,0 | 82833,3 | 82630,8 | 83280,7 | 82991,2 | 83744,4 | 83324,9 | ||||||
| Ввод добывающих скважин. | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 5 | 0 | 13 | 0 | 14 | 0 | ||||||
| Перевод из других .категорий | 5 | 7 | 17 | 11 | 35 | 2 | 24 | 4 | 27 | 3 | 12 | 7 | 8 | 5 | ||||||
| Выбытие добывающих скважин | 2 | 4 | 6 | 8 | 8 | 2 | 5 | 7 | 5 | 3 | 8 | 1 | 7 | 1 | ||||||
| Фонд добывающих скважин на конец года | 245 | 245 | 257 | 248 | 285 | 248 | 304 | 245 | 331 | 245 | 348 | 251 | 363 | 255 | ||||||
| Действующих фонд добывающих скважин на конец года | 235 | 230 | 242 | 232 | 267 | 231 | 282 | 233 | 306 | 232 | 321 | 240 | 334 | 241 | ||||||
| Ввод нагнетательных скважин из других категорий | 2 | 10 | 2 | 1 | 4 | 0 | 3 | 1 | 2 | 2 | 0 | 1 | 2 | 0 | ||||||
| Выбытие нагнетательных скважин | 0 | 1 | 9 | 0 | 3 | 5 | 1 | 0 | 1 | 0 | 1 | 0 | 2 | 3 | ||||||
| Фонд нагнетательных скважин на конец года | 154 | 154 | 157 | 156 | 165 | 150 | 168 | 151 | 170 | 153 | 171 | 154 | 172 | 151 | ||||||
| Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года | 130 | 133 | 133 | 133 | 140 | 136 | 144 | 139 | 147 | 141 | 150 | 141 | 151 | 140 | ||||||
 Средний дебит по нефти действующей скважины, т/сут. | 6,1 | 5,9 | 5,8 | 5,5 | 5,1 | 5,1 | 4,7 | 4,7 | 4,3 | 4,4 | 4,1 | 4,3 | 4,1 | 3,8 | ||||||
| Средний дебит по жидкости добывающих скважин, т/сут. | 223,3 | 221,5 | 215,7 | 221,5 | 201,1 | 217,4 | 187,9 | 210,5 | 180,5 | 199,5 | 175,1 | 195,1 | 170,8 | 190,1 | ||||||
| Средняя обводненность продукции добывающих скважин, % | 97,3 | 97,3 | 97,3 | 97,5 | 97,5 | 97,7 | 97,5 | 97,8 | 97,6 | 97,8 | 97,6 | 97,8 | 97,6 | 98,0 | ||||||
| Добыча жидкости, 103т | 18256,2 | 18242,6 | 17778,9 | 18344,3 | 18160 | 18154 | 17745 | 17616 | 18456 | 16637 | 18960 | 16503 | 19240,9 | 16500 | ||||||
| Добыча жидкости с начала разработки, 103т | 394165,8 | 400653,6 | 411944,7 | 418997,9 | 430105 | 437152 | 447851 | 454769 | 466306 | 471406 | 482267 | 487908 | 504508 | 504408 | ||||||
| Закачка воды, 103м3 | 18370,0 | 18343,8 | 18184,1 | 18087,9 | 18450 | 17961 | 18413 | 17576 | 18279 | 16814 | 18519 | 16198 | 18536 | 15567 | ||||||
| Закачка воды с начала разработки, 103м3 | 508838,0 | 508811,7 | 527022,1 | 526899,6 | 545473 | 544860 | 563886 | 562436 | 582165 | 579250 | 600684 | 595448 | 619220 | 611015 | ||||||
| Компенсация отбора жидкости закачкой воды, % | 99,4 | 99,0 | 101,1 | 97,2 | 100,5 | 97,6 | 102,6 | 98,5 | 98,0 | 99,8 | 96,7 | 97,0 | 95,3 | 93,3 | ||||||
| Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды, % | 118,4 | 113,9 | 117,7 | 113,3 | 117,0 | 112,7 | 116,5 | 112,2 | 115,8 | 111,8 | 115,1 | 111,3 | 114,4 | 110,8 | ||||||
| Отбор растворенного (попутного) газа - всего, 106м3 | 54,6 | 53,3 | 51,9 | 49,7 | 50,2 | 47,2 | 48,5 | 43,6 | 47,8 | 56,7 | 48,7 | 53,0 | 50,5 | 53,3 | ||||||
| Использование растворенного (попутного) газа, 106м3 | 52,4 | 49,9 | 49,8 | 46,3 | 48,1 | 40,7 | 46,6 | 41,6 | 45,9 | 54,7 | 46,7 | 51,5 | 48,4 | 51,3 | ||||||
| Процент использования растворенного (попутного) газа, % | 95,9 | 93,6 | 95,9 | 93,2 | 95,9 | 86,2 | 95,9 | 95,4 | 95,9 | 96,4 | 95,9 | 97,2 | 95,9 | 96,2 | ||||||
Рисунок 3.4.1 – Сравнение проектных и фактических уровней добычи нефти
Рисунок 3.4.2 – Сравнение проектных и фактических уровней добычи жидкости
Рисунок 3.4.3 – Сравнение проектного и фактического
действующего фонда добывающих скважин
Рисунок 3.4.4 – Сравнение проектных и фактических величин среднего дебита по нефти
Рисунок 3.4.5 – Сравнение проектных и фактических средних
величин весовой обводненности продукции скважин
Рисунок 3.4.6 – Сравнение проектных и фактических уровней закачки воды
Рисунок 3.4.7 – Сравнение проектных и фактических изменений
текущей компенсации отборов жидкости закачкой
Фонд добывающих скважин
За исследуемый период, в течение последних семи лет, планировалось пробурить и ввести в эксплуатацию 6 новых скважин и 26 вторых стволов, фактически пробурено и введено в эксплуатацию 10 вторых стволов. Программа по бурению и вводу новых скважин выполнена не в полном объеме.
Действующим проектным документом предусматривалось обеспечить ввод вторых стволов скважин со средним дебитом по жидкости 51,3 т/сут.
Фактический средний дебит вторых стволов по жидкости за период составил 181,3 т/сут.
Средний дебит вторых стволов скважин по нефти за период в целом по месторождению составил 9,2 т/сут., что выше проекта на 1,7 т/сут.
Фактическое время ввода вторых стволов превышает проектное (факт – 216 дней, проект – 160).
По проекту ввод скважин, в том числе из неработающего фонда, с учетом запланированного выбытия, должен был обеспечить стабильную динамику роста действующего фонда с 235 до 334 скважин, или увеличиться на 99 скважин.
Фактически, динамика действующего фонда скважин в течение рассматриваемого периода положительная, в количественном отношении ниже проекта, и отстает от намеченной программы на конец периода на 93 скважины.
Коэффициент использования добывающего фонда скважин, равный 0,94, выше проектного (0,90).
С учетом движения (ввода и выбытия) скважин на протяжении года формируется среднедействующий фонд. При анализе работы действующих скважин, немаловажное значение имеет качественный показатель, а именно коэффициент эксплуатации и его динамика во времени.
Коэффициент эксплуатации добывающего фонда скважин, равный 0,991, выше проектного (0,95).
Фонд нагнетательных скважин
За исследуемый период планировалось ввести под закачку 15 скважин, фактически введено также 15 скважин. Программа по вводу нагнетательных скважин выполнена.
Проектной динамикой предусматривалось увеличение количества действующих нагнетательных скважин с 130 до 151 ед. в 2015 году.
Фактически, на конец исследуемого периода фонд скважин, находящийся под закачкой, увеличен с 133 до 140, и отстает от проекта на 11 скважин.
Коэффициент использования фонда нагнетательных скважин под закачку составляет 0,910, что практически соответствует запланированному уровню (0,95).
Проектом предполагалось поддерживать соотношение действующих и нагнетательных скважин 2,3:1,0.
Фактическое соотношение действующих и нагнетательных скважин 1,7:1,0.
Дебиты скважин по жидкости
Действующим проектным документом на рассматриваемый период было запроектировано направленное снижение дебита жидкости с 223,3 до 170,8 т/сут.
Фактическая динамика среднего дебита скважин по жидкости снижается с 221,5 до 190,1 т/сут., и незначительно отличается в большую сторону от запланированных значений.
Добыча жидкости
Для обеспечения уровней добычи нефти, действующим проектным документом предусматривался отбор жидкости по динамике роста с 18256,2 тыс. т до 19240,9 тыс. т и за период 2009- 2015 гг. планировалось добыть 128598,0 тыс. т жидкости.
Фактическая добыча жидкости ниже проекта на протяжении всего периода (кроме 2010 года), и отличается от проектной в меньшую сторону от 0,7 до 14,2 %.
Закачка воды для поддержания пластового давления
За рассматриваемый проектный период по годам отмечается отставание объемов закачки от 0,5 до 16,0 % (2016 г.).
При запланированных объемах закачки текущая компенсация отбора жидкости закачкой должна быть на уровне 102,6 - 95,3 % (2016 г.). Фактически, текущая компенсация отбора закачкой 99,8 - 93,3 % (2016 г.).
Фактическая накопленная компенсация снижающаяся и составляет 110,8 %, проектная – 114,4 %.
Обводненность добываемой продукции
Запланирована динамика обводненности продукции добывающих скважин растущая - с 97,3 до 97,6 % с годовым темпом роста 0,1-0,2 %.
За исследуемый период фактический уровень обводненности выше проекта на 0,4 % (97,3 - 98,0%) с годовыми темпами обводнения 0,1-0,2 %.
Дебиты скважин по нефти
В действующем проектном документе за рассматриваемый период (2009-2015 гг.) отмечается снижение дебита нефти с 6,1 до 4,1 т/сут.
Фактическая динамика среднего дебита скважин по нефти снижается с 5,9 до 3,8 т/сут, и незначительно отличается в меньшую сторону (на 7,3 %) от запланированных значений.
Основными и возможными технологическими причинами снижения среднего дебита по нефти за период могут являться не выполнение программы по вводу добывающих и нагнетательных скважин в эксплуатацию из бездействующего фонда и бурение вторых стволов и новых скважин.
Добыча нефти
Действующим проектным документом предусматривалось обеспечить снижение годовых уровней добычи нефти - с 501,5 тыс. т до 463,7 тыс. т и за период 2009 – 2015 гг. добыть 3235,3 тыс. т нефти.
За исследуемый период (2009-2014 гг.) фактические годовые уровни добычи нефти ниже проекта на 2,4 – 19,4 %, в 2015 году отклонение составило -28,0 %, что превышает допустимые нормативными документами пределы.
В целом, за исследуемый период, фактически добыто на 13,0 % меньше проектного уровня.
Отставание уровней добычи нефти в течение периода в основном связано с меньшим вводом добывающих и нагнетательных скважин в эксплуатацию из бездействующего фонда, отсутствием бурения новых скважин и отставание бурения вторых стволов.
По состоянию на 01.01.2016 г. с начала разработки на месторождении добыто 83324,9 тыс. т нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,442, что практически соответствует проекту (0,444).
На месторождении в течение рассматриваемого периода разработки (2009-2015 гг.) фактическая характеристика выработки запасов нефти соответствует предусмотренной проектным документом (отклонение факта от проекта не превышает 0,1 %, рисунок 3.4.8).
Рисунок 3.4.8 – Сопоставление фактических и проектных уровней добычи нефти
Рисунок 3.4.9 – Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от обводненности
по разрабатываемым месторождениям Шаимского района
Фактическая характеристика выработки нефти по Мортымья-Тетеревскому месторождению сопоставима с характеристиками аналогичных объектов разработки Шаимского района (рисунок 3.4.9).
Проектная и фактическая динамика добычи нефти в целом по месторождению и по залежам приведена в таблице 3.4.2.
Мортымья-Тетеревское месторождение представлено 8 залежами, изолированными между собой по геологическим признакам. Сопоставление основных проектных показателей по данным залежам представлено в таблицах 3.4.3-3.4.10, по месторождению в целом в таблице 3.4.11.
Мортымья-Тетеревская залежь разрабатывается с 1966 года. Работа скважин этой залежи обеспечивает 56,0 % накопленной и 45,6 % годовой (2015 г.) добычи нефти Мортымья-Тетеревского месторождения. В 2009-2015 гг. фактический уровень добычи был ниже проектного в связи меньшим фактическим фондом действующих добывающих скважин, большим дебитами скважин по жидкости и более высокой обводненностью.
Южно-Тетеревская залежь разрабатывается с 1966 года. Работа скважин этой залежи обеспечивает 20,8 % накопленной и 23,9 % годовой (2015 г.) добычи нефти Мортымья-Тетеревского месторождения. В 2009-2015 гг. фактический уровень добычи был ниже проектного в связи меньшим фактическим фондом действующих добывающих и нагнетательных скважин, большим дебитами скважин по жидкости и более высокой обводненностью.
Восточно-Тетеревская залежь разрабатывается с 1968 года. Работа скважин этой залежи обеспечивает 8,2 % накопленной и 10,5 % годовой (2015 г.) добычи нефти Мортымья-Тетеревского месторождения. В 2009-2015 гг. фактический уровень добычи был ниже проектного в связи меньшим фактическим фондом действующих добывающих скважин, меньшими дебитами скважин по нефти и жидкости и более высокой обводненностью.
Средне-Северо-Тетеревская залежь разрабатывается с 1970 года. Работа скважин этой залежи обеспечивает 3,0 % накопленной и 5,5 % годовой (2015 г.) добычи нефти Мортымья-Тетеревского месторождения. В 2009-2015 гг. фактический уровень добычи был ниже проектного в связи меньшим фактическим фондом действующих добывающих скважин, меньшим дебитами скважин по нефти и жидкости и более высокой обводненностью.
Западно-Мортымьинская залежь разрабатывается с 1966 года. Работа скважин этой залежи обеспечивает 6,2 % накопленной и 7,6 % годовой (2015 г.) добычи нефти Мортымья-Тетеревского месторождения. В 2009-2015 гг. фактический уровень добычи был ниже проектного в связи меньшим фактическим фондом действующих добывающих скважин.