Файл: Анализ системы разработки кустового месторождения 1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения Кустовое многопластовое, нефтяное месторождение открыто в 1984 год.doc

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 05.12.2023

Просмотров: 106

Скачиваний: 2

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


Основная причина остановки добывающих скважин – высокая обводненность продукции (68 ед. или 77,3% неработающего добывающего фонда), рис. 3.10.


Рис..3.10. Кустовое месторождение. Распределение неработающего фонда скважин по причинам остановки.

Из числа неработающих скважин добывающего фонда в эксплуатации на нефть перебывали 80 скважин. Накопленный отбор нефти по этим скважин составляет 1275,1 тыс.т, или 9,9% от накопленной добычи по месторождению. Удельная добыча нефти на 1 скважину в среднем равна 15,9 тыс.т. Менее 20 тыс.т нефти отобрали 78,8% скважин (63 ед.), лишь в 3,8% случаев (3 ед.) накопленная добыча нефти превышает 100 тыс.т. Максимальная добыча нефти - 246,9 тыс.т получена по скважине № 587 объекта БС111.

С целью более эффективного использования фонда скважин и интенсивного вовлечения в разработку запасов нефти на месторождении проводятся геолого-технологические мероприятия. По данным отчетности ТПП «Когалымнефтегаз», в период 2005-2011 гг. проведено 394 скв.-опер., в том числе ГРП – 25 скв.-опер. (6,3%), ввод горизонтальных скважин - 9 скв.-опер. (2,3%), бурение бокового ствола (в т. ч. горизонтального) – 5 скв.-опер. (1,3%), ОПЗ – 56 скв.-опер. (14,2%), возврат и приобщение – 73 скв.-опер. (18,5%), перфорационные методы (перестрел, дострел) – 82 скв.-опер. (20,8%), оптимизация - 114 скв.-опер. (28,9%), ремонтно-изоляционные работы (РИР, ВИР) – 14 скв.-опер. (3,6%), ликвидация аварий – 3 скв.-опер. (0,8%) и прочие – 13 скв.-опер. (3,3%).

Дополнительная добыча от проведенных мероприятий, по данным отчетности ТПП «Когалымнефтегаз» (в первый год эксплуатации после проведения ГТМ), составляет 306,5 тыс.т, или в среднем 778 тонн на одну скважину. Большая часть дополнительной добычи получена за счет оптимизации режимов работы скважин – 84,9 тыс.т (27,7%), за счет перевода скважин на другой объект получено 61 тыс.т (19,9%), за счет бурения горизонтальных скважин – 53,3 тыс.т (17,4%), за счет применения технологии ГРП – 35,4 тыс.т (11,5%), за счет перфорации дополнительных интервалов – 35 тыс.т (11,5%). Остальной объем дополнительной добычи нефти – 12,1% приходится на ОПЗ, бурение боковых стволов, РИР, мероприятия по ликвидации аварий и прочие.

3.3 Анализ выполнения проектных решений

Сопоставительный анализ проектных и фактических показателей разработки Кустового месторождения проводится за последние пять лет – за период 2008-20011гг., в соответствии с действующими проектными документами: с 2005 по 2006 гг. – «Анализ разработки Кустового месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 622 от 26.04.2005 г.);

  • с 2007 по 2008 гг. – «Дополнение к Технологической схеме разработки Кустового месторождения (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 981 от 20.12.2007 г.);

  • за 2009 г. – «Авторский надзор за реализацией дополнения к технологической схеме разработки Кустового месторождения» (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 1112 от 23.12.2008 г.).

Сравнение целевых проектных и фактических показателей разработки по объектам и в целом по месторождению за анализируемый период приведено в таблице 3.4.
Таблица 3.4. Кустовое месторождение.Сравнение проектных и фактических уровней добычи нефти за период 2007-2011 гг.

Объекты разработки
Наименование
2007
2008

2009

2010

2011

За период 2008-2011 .
За весь период разработки

АС4
Проект, тыс.т
5,3
5,0
2,1
2,1
2,2
16,7
24

Факт, тыс.т
4,1
2,8
2,3
2,2
1,8
13,2
24

Отклонение, тыс.т
-1,2
-2,2
+0,2
+0,1
-0,4
-3,5
0,0

БС10
Проект, тыс.т
18,2
20,9
96,5
80,8
109,2
325,6
550

Факт, тыс.т
23,7
82,1
96,5
117,7
138,9
458,9
580

Отклонение, тыс.т
+5,5
+61,2
0,0
+36,9
+29,7
+133,3
+30,0

БС11
Проект, тыс.т
131,0
117,3
148,5
136,7
116,0
649,5
5750

Факт, тыс.т
126,4
131,9
149,2
130,4
183,5
721,4
5820

Отклонение, тыс.т
-4,6
+14,6
+0,7
-6,3
+67,5
+71,9
+70,0

ЮС1
Проект, тыс.т
82,6
82,2
103,7
106,3
90,5
465,3
1200

Факт, тыс.т
92,9
104,0
106,1
79,9
124,5
507,4
1233

Отклонение, тыс.т
+10,3
+21,8
+2,4
-26,4
+34,0
+42,1
+33,0

Мест-ние
Проект, тыс.т
500,0
508,4
661,4
729,5
643,3
3042,6
12757

Факт, тыс.т
500,0
579,1
662,8
686,4
753,8
3182,1
12865

Отклонение, тыс.т
0,0
+70,7
+1,4
-43,1
+110,5
+139,5
+108,0


По данным таблицы 3.4, что на протяжении всего периода действия последних проектных документов (2008-2011 гг.) различия фактических показателей по годовой добыче нефти от проектных уровней не столь существенны. Незначительное отклонение от проекта – минус 5,9% отмечается в 2008 году. Превышение фактических уровней относительно проектных получено в 2008 и 2011 гг. за счет более высоких фактических добывных возможностей продуктивных пластов БС101, БС112, ЮС11 и составляет, соответственно 13,9% и 17,2%.

В 2011 году, при меньшем фактическом действующем фонде добывающих скважин по отношению к проекту на 7,7% (проект – 230 ед., факт – 204 ед.), годовой отбор нефти превысил проектный на 110,5 тыс.т или 17,2% (проект - 643,3 тыс.т, факт – 753,8 тыс.т), годовой отбор жидкости - на 54,5 тыс.т или 1,4% (проект – 3905,8 тыс.т, факт – 3851,0 тыс.т).

Сравнение основных проектных и фактических показателей за 2011 год по Кустовому месторождению представлено на рис. 3.11.




Рис. 3.11. Кустовое месторождение. Сравнение основных проектных и фактических показателей разработки за 2011.

Более благоприятные показатели эксплуатации, чем предусматривалось проектным документом, отмечаются по фонду как переходящих (дебит нефти: проект – 7,6 т/сут., факт – 9,8 т/сут., обводненность: проект – 84,1%, факт – 81,6%), так и новых добывающих скважин (дебит нефти: проект – 18,3 т/сут., факт - 42,9 т/сут., обводненность: проект – 48,3%, факт – 17,6. С начала разработки по состоянию на 01.01.2011 г. на месторождении добыто 12865 тыс.т, что соответствует проекту – 12757 тыс.т (расхождение менее 1%). Текущий коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,187 (проект – 0,186), отбор от НИЗ достигает 50,5% (проект – 50,1%).

Накопленный объем закачки воды – 42163 тыс.м3 соответствует проектному – 42380 тыс.м3 и обеспечивает накопленную компенсацию – 86,3% (проект – 86,6%). В 2011 году закачано 2642,8 тыс.м3 воды (проект – 2964,6 тыс.м3, расхождение – 10,9%), что обеспечило текущую компенсацию – 64,3% (проект – 71,8%)..

3.4 Основные выводы по результатам анализа разработки Кустового месторождения

Основные задачи проводимого анализа – выявление закономерностей механизма выработки запасов нефти и определение объема, а также местоположения остаточных запасов по площади и разрезу продуктивных пластов с целью обоснования комплексных геолого-технологических мероприятий по совершенствованию разработки эксплуатационных объектов.


Для решения задачи определения остаточных запасов использовались метод характеристик вытеснения, геолого-статистический метод, основанный на данных промыслово-геофизических исследований скважин (ПГИС), и результаты гидродинамического моделирования.

Таким образом, анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации позволяет сделать следующие выводы:

  • Согласно отчетности, по состоянию на 01.01.2010 г. на месторождении пробурено 457 скважин. Проектный фонд реализован на 72,4%.

  • За всю историю разработки по скважинам добыто 12865 тыс.т нефти и 44410 тыс.т жидкости. Текущий КИН составляет 0,187 (утвержденный – 0,371). Отбор от НИЗ -50,5%.

  • Накопленная закачка воды составляет 42163 тыс.м3, что обеспечивает накопленную компенсацию отборов жидкости закачкой - 86,3%.

  • Число скважин, участвующих в добыче нефти, составляет 411 ед., в среднем на одну добывающую скважину приходится 31,3 тыс.т. Под закачку воды в процессе разработки переводились 110 скважин, на одну нагнетательную скважину приходится 383,3 тыс.м3 рабочего агента.

  • В 2011 году на месторождении добыто 753,8 тыс.т нефти и 3851 тыс.т жидкости.

  • В эксплуатационном добывающем фонде находится 221 скважина, в т.ч. 204 действующие, в нагнетательном фонде – 93 скважины, в т.ч. 81 действующая.

  • Эксплуатация добывающих скважин осуществляется механизированным способом – установками ЭЦН и ШГН.

  • Среднегодовой дебит добывающих скважин: по нефти – 10,4 т/сут., по жидкости – 53,1 т/сут., обводненность продукции составляет 80,4%.

  • Все скважины эксплуатируются с водой, из них большая часть (68,1% действующего фонда) с обводненностью ниже 90%. Доля низкодебитных по нефти (менее 3 т/сут.) скважин составляет 33,3%.

  • Коэффициент эксплуатации как добывающих, так и нагнетательных скважин выше проектного показателя и составляет в целом по месторождению 99,3 и 98%.

  • Находящиеся в эксплуатационном фонде скважины используются не в полном объеме. Коэффициент использования в целом по месторождению составляет по добывающим и нагнетательным скважинам 89,5 и 82,1%, соответственно.

  • Неработающий фонд (в бездействии, консервации) включает 108 скважин, в т.ч. 88 добывающих и 20 нагнетательных.

  • С целью более эффективной выработки запасов нефти и улучшения состояния фонда скважин на месторождении проводятся геолого-технологические мероприятия (бурение новых скважин, в т.ч. горизонтальных, бурение боковых горизонтальных стволов, ГРП, оптимизация насосного оборудования, ОПЗ, РИР, дострелы, приобщение и прочие).

Сравнительный анализ показал, что фактическая накопленная добыча нефти в целом по месторождению соответствует проектной (расхождение – менее 1%). Фактический уровень добычи нефти в 2011 году превышает проектный на 17,2% за счет более высоких фактических добычных возможностей продуктивных пластов БС101, БС112 и ЮС11 .


Смотрите также файлы