ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 135
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Таблица 3.3 Показатели добычи нефти, жидкости, воды, Северо-Останинского месторождения за 2011 г
| год | 2011 | ||
| показатели | Добыча нефти | Добыча жидкости | Добыча воды |
| Квартал | тыс. т. | тыс. т. | тыс. т. |
| I | 0,292 | 0,292 | 0,0 |
| II | 0,390 | 0,390 | 0,0 |
| III | 0,412 | 0,412 | 0,0 |
| IV | 0,430 | 0,430 | 0,0 |
| Всего за год | 1,524 | 1,524 | 0,0 |
Таблица 3.4 Сравнение проектных и фактических показателей разработки пласт М Месторождение Северо-Останинского на 01.01.2012 г.
| № | Показатели | Годы | |||
| | | 2010 | 2011 | ||
| | | План | Факт | План | Факт |
| 1 | Добыча нефти всего, тыс. т | 27,2 | 0,3699 | 115,9 | 1,524 |
| 2 | Сред. суточный дебит неф. нов. скв., т/сут | 34 | 34,1 | 82,8 | 117,6 |
| 3 | Средний дебит жидкости действ. скв., т/сут | 34,2 | 34,1 | 44 | 117,6 |
| 4 | Средний дебит жидкости нов. скв., т/сут | 34,2 | 34,1 | 83,2 | 117,6 |
| 5 | Средняя обв-ть продукц. дейст ф. скв., % | 0,6 | 0 | 2,3 | 0 |
| 6 | Средний дебит нефти дейст. скв., т/сут | 34 | 34,1 | 43 | 117,6 |
| 7 | Доб. жидкости, всего, тыс. т | 27,3 | 0,3699 | 118,6 | 1,524 |
| 8 | В том числе из новых скважин | 27,3 | 0,3699 | 79,9 | 1,524 |
| 9 | Добыча жидкости с нач. разработки., тыс. т | 27,3 | 0,3699 | 146 | 1,8939 |
| 10 | Добыча нефти с нач. разработки, тыс. т | 27,2 | 0,3699 | 143 | 1,8939 |
| 11 | Коэффициент нефтей извлеч., доли ед. | 0,011 | 0,00015 | 0,056 | 0,00074 |
| 12 | Отбор от утвержденных. извл. зап., % | 1,7 | 0,023 | 9 | 0,119 |
| 13 | Темп отбора нач. утв. изв. зап., % | 1,7 | 0,023 | 7,3 | 0,096 |
| 14 | Темп отбора текущих утв. изв. зап., % | 1,7 | 0,023 | 8 | 0,096 |
| 15 | Добыча растворенного газа, млн. м3 | 3,3 | 0,340 | 63,6 | 1,740 |
| 16 | Ввод новых добывающих скв., всего, шт. | 5 | 2 | 6 | 3 |
| 17 | В том числе: из экспл. бурения | 5 | 2 | 6 | 3 |
| 18 | Среднее число дней раб. нов. скв., дни | 160 | 10,8 | 160 | 13,0 |
| 19 | Средняя. глубина. нов. скв., м | 3000 | 3000 | 3000 | 3000 |
| 20 | Эксплуатационное бурение, всего, тыс. м | 15 | 6 | 18 | 9 |
| 21 | В том числе: добывающие скважины | 15 | 6 | 18 | 9 |
| 22 | Мощность новых скважин, тыс. т | 58,9 | 11,2 | 172,2 | 115,9 |
| 23 | Закачка рабочего агента, тыс. м3 /год | 0 | 0 | 0 | 0 |
| 24 | Закачка раб. агента с нач. разр-ки, тыс. м3 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| 25 | Фонд доб. скважин на конец года, шт. | 5 | 1 | 11 | 3 |
| 26 | В том числе нагнетательные в отработке | 1 | 0 | 2 | 0 |
| 27 | Действующий фонд доб. скв. на кон. г., шт. | 5 | 1 | 11 | 3 |
Накопленная добыча за 2010 г. составило: нефти 0,3699 тыс. т, жидкости 0,3699 тыс. т, воды 0,0 тыс. т, газа 0,340 млн. м3 (табл. 3.1, 3.4, рис. 3.3, 3.5). Накопленная добыча за 2011 г. составило: нефти 1,524 тыс. т, жидкости 1,524 тыс. т, воды 0,0 тыс. т, газа 1,740 млн. м3 (табл. 3. 3,3.4, рис. 3.4, 3.5). Всего за период пробной эксплуатации составило накопленная добыча: нефти 1,8939 тыс. т, жидкости 1,8939, газа 2,08 млн. м3, а по проектным данным, добыча нефти 143,1 тыс. т, жидкости 145,9 тыс. т, газа 66,9 млн. м3 (табл. 3.4, рис. 3.6).
Темпы отбора нефти выросли в 2010-2011 гг. с 0,023 до 0,096% от запасов категории С1+С2, но существенно отстают от проектных показателей, KИH достиг 0,074% от начальных запасов. Месторождение находится в ранней стадии разработки. Отработано 0,119% от утвержденных извлекаемых запасов нефти месторождения (по проекту 9,0%).
Согласно проекту, в период пробной эксплуатации разработка залежи
планировалась на естественном режиме, поэтому закачка воды в пласт не производилась.
Общий фонд добывающих скважин на период 2010 г. составляет всего 2 скважины из них в действующем фонде 1 скважина и одна скважина в освоении (по проекту 5 скважин) (табл. 3.4). На период 2011 г. Общий фонд добывающих скважин составляет 4 скважины из них в действующем фонде 3 скважины и одна скважина в освоении (по проекту 6 скважин). За период 2010-2011 гг. общий фонд добывающих скважин составил всего 5 скважины, из них в действующем фонде 3 скважины и две скважины в освоении (по проекту 11) что также существенно отстают от проектных показателей (рис. 3.6).
Систему разработки месторождения на полное развитие предполагалось определить после реализации работ по проекту пробной эксплуатации. На текущую дату проект пробной эксплуатации реализуется с существенными осложнениями, так как месторождение мало изученное, коллектор порово-кавернозный приурочен к обособленному тектоническому блоку. Все это привело к тому, что в процессе реализации ППЭ возникали сложности при бурении скважин, а также технологические проблемы при освоении скважин и выводе на режим.
3.3 Текущее состояние разработки Северо - Останинского месторождения
В феврале 2012 г. скважина №3 после проведения кислотного ГРП, не вышла на режим фонтанирования, была переведена на механизированный способ добычи, и по сегодняшний день работает в периодическом режиме 1 час работы, 6 часов накопление. С суточным дебитом 25,9 т/сут с обводненностью 0,0% (табл. 3.5). На скважине №4 была проведена операция по ликвидации парафиновой пробки в НКТ бригадой КРС. После ликвидации пробки, скважина не вышла на прежний режим работы и была переведена на периодический режим работы с суточным дебитом 22,7 т/сут, с обводненностью 0,0%.
На скважине №5 был проведён кислотный ГРП, после которого показатели по притоку (работе) не улучшились, работает также в периодическом режиме с суточным дебитом 6,7 т/сут, с обводненностью 0,0%, причина этому является низкое пластовое давление, ограниченный контур питания. Скважина №7г работает в постоянном режиме, с суточным дебитом 88,1 т/сут, обводненностью 0,0% (в первом полугодии) и с суточным дебитом: нефти 34,5 т/сут; обводненностью 22,4% (во втором полугодии).
За первый квартал 2012 года в отличие от 2011 г. добыча значительно подросла и составила: нефти 6773,0 тыс. т; жидкости 9145,8; воды 0,0 т. (табл. 3.6, рис 3.7).
В конце марта 2012 г. были пробурены и освоены, а в апреле в ведены в эксплуатацию скважины: №9 с дебитом 27,8 т/сут, с обводненностью 1,8%; №27 с дебитом 24 т/сут, с обводненностью 2,0%; №37 с дебитом 6,7 т/сут, обводненностью 75,7%, а в июле пробурены, освоены и в августе месяце введены в эксплуатацию 3 скважины на 1 кусту. Это скважины №1г с дебитом 119,5 т/сут. (dшт=8 мм), обводненностью 0,0%; №2г с дебитом 67,1 т/сут (dшт=6 мм), обводненностью 0,0%; №6г с дебитом 95,5 т/сут(dшт=8 мм), обводненностью 0,0% (табл. 3.5).
Скважины №9; №27 работают на минимальных штуцерах (d =5 мм), так как эти скважины имеют высокий газовый фактор (скв. №9 - 95,9 тыс. м3/сут, скв. №27 - 82,7 тыс. м3/сут), что сказывается на показателях ДНП подготовленной товарной нефти. Поэтому чтобы скв. №9, 27 не эксплуатировать в периодическом режиме, руководство «Томскгазпром» приняло решение эксплуатировать в постоянном режиме, но на штуцерах меньшим диаметром (d = 5 мм) до ввода в эксплуатацию газокомпрессорной станции.
Скважина №8г - находится в фонде освоения (по причине обводнения пластовой водой). При запуске в коллектор прекращает фонтанирование.
Заметный рост добычи нефти, жидкости и воды наблюдается на динамики показателей приведенный в табл. 3.6, рис. 3.7.
Таблица 3.5 Показатели эксплуатации по скважинам Северо-Останинского месторождения за 2012 г
| № скв. | Дебит | Обводненость, % | Способ | |
| | Нефти, т/сут | Жидкости, т/сут | | эксплуатации |
| Пласт М | ||||
| 1г | 119,5 | 119,5 | 0,0 | Фонтанный |
| 2г | 67,1 | 67,1 | 0,0 | Фонтанный |
| 3 | 25,9 | 25,9 | 0,0 | УЭЦН |
| 4 | 22,7 | 22,7 | 0,0 | Фонтанный |
| 5 | 6,7 | 6,7 | 0,0 | Фонтанный |
| 6г | 95,5 | 95,5 | 0,0 | Фонтанный |
| 7г | 34,5 | 47,9 | 22,4 | Фонтанный |
| 9 | 27,8 | 28,5 | 1,8 | Фонтанный |
| 27 | 24,0 | 24,7 | 2,0 | Фонтанный |
| 37 | 6,7 | 34,5 | 75,7 | Фонтанный |
Таблица 3.6 Показатели добычи нефти, жидкости, воды, Северо-Останинского месторождения за 2012 г
| год | 2012 | ||
| показатели | Добыча нефти | Добыча жидкости | Добыча воды |
| Квартал | тыс. т. | тыс. т. | тыс. т. |
| I | 6773,0 | 9145,8 | 0,0 |
| II | 10795,3 | 14824,3 | 546,6 |
| III | 22392,8 | 32737,8 | 4553,0 |
| IV | 34813,8 | 47722,6 | 4075,6 |
| Всего за год | 74774,9 | 104430,5 | 9175,2 |
По состоянию на 01.01.2013 г.
Добыча нефти с начала года составило 74774,9 тыс. т (рис. 3.8), с начало разработки 76668,8 тыс. т. из-запланированных 77700,0 тыс. т, что составляет 90%.
Добыча жидкости с начало года 104430,5 тыс. т (рис. 3.8), с начало разработки 106737,5 тыс. т.
Добыча пластовой воды с начало года 9175,2 тыс. т (рис. 3.8), с начало разработки 9175,2 тыс. т.
Добыча попутного газа с начало года 96643,2 тыс. м3 (рис. 3.8), с начало разработки 98383,0 тыс. т.
Максимальная добыча нефти на скв. №7г - 22170 тыс. т/год (dшт=6 мм), (табл. 3.10), максимальная добыча воды на скв. №37 - 5656,1 т/год (dшт=6 мм), (рис. 3.10), плотность пластовой воды - 1048 кг/м3. Утилизация попутной воды производится на факельный амбар выжиганием газом с УПН. Утилизация попутного газа запланировано в конце 2013 г., с вводом в эксплуатацию газокомпрессорной станции. Далее утилизированный газ компрессорами будет транспортироваться по газопроводу на УПГ «Мыльджино».
Таблица 3.7 Общий фонд скважин на Северо-Останинском месторождении
| Категория фонда | Пласт М | Месторождение |
| Фонд скважин на 01.09.2012, всего | 11 | 11 |
| в том числе: | | |
| - добывающие | 11 | 11 |
| - нагнетательные | - | - |
| - газовые | - | - |
| - контрольные | - | - |
| - водозаборные | - | - |
Действующий фонд - 10 скважин и одна скважина в освоении. Девять скважин эксплуатируются фонтанным способом, одна скважина механизированным способом (УЭЦН). Семь скважин (1г, 2г, 6г, 7г, 9,27,37) работают в постоянном режиме, три скважины (3,4,5) в периодическом режим.
4. Технология добычи нефти на Северо-Останинском нефтяном месторождении
.1 Конструкция добывающих скважин
Основными факторами, определяющими конструкции скважины,