Файл: Аттестационная работа содержит Список литературы включает.docx
Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 63
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
16-22 с приконтурным заводнением с дальнейшим переходом на очагово-избирательную. На отдельных залежах этого объекта также предусматривается естественный режим.
С начала разработки Самотлорского месторождения было добыто 2.8 миллиардов тонн нефти и 377 миллиардов кубометров газа и было пробурено более 20 тысяч скважин.
Максимальные показания добычи нефти за год удалось достичь в 1979-1981 годах и составил 85-86 миллионов тонн в год с обводненностью в диапазоне 21-36 процентов. К концу 1981 года накопленная добыча нефти составила 50 процентов или 67 миллионов тонн от общей накопленной добычи за всю историю разработки месторождения. К 1988-1990 годам были получены максимальные показатели годового отбора жидкости в диапазоне 280-291 миллионов тонн и соответственно к данному же периоду приходятся и максимальные объемы закачки вод за год и составили около 355 миллионов тонн.
В динамике технологических показателей в дальнейшем начинает проявляться снижение годовых показателей добычи нефти с резким ростом показателей обводненности. Данное снижение показателей с ростом обводненности достигли максимальных значений к 1992 году, когда годовое снижение показателей добычи нефти составило 28 процентов, а рост обводненности продукции вырос до 92,3 процентов.
Начало стабилизации добычи началось примерно с 1993 года, а определенный рост удалось достигнуть к 2001 году, что стало следствием активной разработки Усть-Вахской и Мыхпайской площадей.
Обводненность к 2005 году удалось снизить с 94,7 до 92,2 процентов, однако затем она выросла до 94% к началу 2016 года.
В 2017 году на месторождении согласно проекта планировалось добыть 28009 тысяч тонн, однако удалось достичь показателя добычи в 29306 тысяч тонн, что на 5 процентов выше проектного уровня. В свою очередь добыча жидкости в Самотлорском месторождении за 2017 год составил 412,5 миллион тонн при проектном показателе в 399,6 миллион тонн. Данные превышения в показателях добычи нефти и жидкости являются следствием ввода новых скважин, а также работой на вывод скважин из неработающих категорий.
Данные динамики показателей разработки месторождения отображены на рисунках 2.1-2.3.
Рисунок 2.1 Динамика показателей закачки воды в Самотлорском месторождении.
Рисунок 2.2 Динамика показателей обводненности Самотлорского месторождения
Рисунок 3.2 Динамика фондов скважин Самотлорского месторождения
Активные меры для вывода скважин принимаются на территории месторождения. В этих целях часть скважин эксплуатируется в тех же местах разработки, на которых раньше велась эксплуатация, после проведения ремонтных и геолого-технологических работ. Также скважины, которые выполнили свое назначение согласно проекту и которые не могут быть использованы на этом объекте используют на других объектах. Также решаются задачи не только повышения эффективности использования пробуренного фонда, также решаются задачи оптимизации плотности сеток скважин и повышение продуктивности отбора из низко продуктивных частей возвратного пласта, что представляет собой разработку запасов нефти относящихся к слабодренируемым. Благодаря таким скважинам удалось добыть 1076,4 тысяч тонн нефти что составляет 9% от всей годовой добычи на месторождении, а средний дебит составил 11.9 тонн в сутки с обводненностью 85%.
Распределение начальных извлекаемых запасов по объектам разработки представлено на рисунке 2.4. (группа остальные представляет собой маленькие объекты разработки, которые вносят небольшие вклады в общие запасы АВ6-8, БВ0-4, БВ7, БВ16-22, ЮВ1).
Рисунок 2.4 - Распределение начальных извлекаемых запасов по объектам разработки месторождения.
Также распределение остаточных запасов, относящихся к извлекаемым указаны на рисунке 2.5.
Рисунок 2.5 - Распределение остаточных извлекаемых запасов по объектам разработки анализируемого участка
Общий фонд скважин Самотлорского месторождения к началу 2017 года согласно границам лицензионного участка составляет более 8 тысяч скважин, из которых в добывающем фонде числится почти 6 тысяч скважин и более 2 тысяч в нагнетательном фонде. Характеристика и распределение по объектам разработки приведены в таблице 6.
Таблица 6- Характеристика фонда скважин Самотлорского месторождения
Продолжение таблицы 6
Распределение добывающего фонда скважин приведено на рисунке 2.7.
С начала разработки Самотлорского месторождения было добыто 2.8 миллиардов тонн нефти и 377 миллиардов кубометров газа и было пробурено более 20 тысяч скважин.
Максимальные показания добычи нефти за год удалось достичь в 1979-1981 годах и составил 85-86 миллионов тонн в год с обводненностью в диапазоне 21-36 процентов. К концу 1981 года накопленная добыча нефти составила 50 процентов или 67 миллионов тонн от общей накопленной добычи за всю историю разработки месторождения. К 1988-1990 годам были получены максимальные показатели годового отбора жидкости в диапазоне 280-291 миллионов тонн и соответственно к данному же периоду приходятся и максимальные объемы закачки вод за год и составили около 355 миллионов тонн.
В динамике технологических показателей в дальнейшем начинает проявляться снижение годовых показателей добычи нефти с резким ростом показателей обводненности. Данное снижение показателей с ростом обводненности достигли максимальных значений к 1992 году, когда годовое снижение показателей добычи нефти составило 28 процентов, а рост обводненности продукции вырос до 92,3 процентов.
Начало стабилизации добычи началось примерно с 1993 года, а определенный рост удалось достигнуть к 2001 году, что стало следствием активной разработки Усть-Вахской и Мыхпайской площадей.
Обводненность к 2005 году удалось снизить с 94,7 до 92,2 процентов, однако затем она выросла до 94% к началу 2016 года.
В 2017 году на месторождении согласно проекта планировалось добыть 28009 тысяч тонн, однако удалось достичь показателя добычи в 29306 тысяч тонн, что на 5 процентов выше проектного уровня. В свою очередь добыча жидкости в Самотлорском месторождении за 2017 год составил 412,5 миллион тонн при проектном показателе в 399,6 миллион тонн. Данные превышения в показателях добычи нефти и жидкости являются следствием ввода новых скважин, а также работой на вывод скважин из неработающих категорий.
Данные динамики показателей разработки месторождения отображены на рисунках 2.1-2.3.
Рисунок 2.1 Динамика показателей закачки воды в Самотлорском месторождении.
Рисунок 2.2 Динамика показателей обводненности Самотлорского месторождения
Рисунок 3.2 Динамика фондов скважин Самотлорского месторождения
Активные меры для вывода скважин принимаются на территории месторождения. В этих целях часть скважин эксплуатируется в тех же местах разработки, на которых раньше велась эксплуатация, после проведения ремонтных и геолого-технологических работ. Также скважины, которые выполнили свое назначение согласно проекту и которые не могут быть использованы на этом объекте используют на других объектах. Также решаются задачи не только повышения эффективности использования пробуренного фонда, также решаются задачи оптимизации плотности сеток скважин и повышение продуктивности отбора из низко продуктивных частей возвратного пласта, что представляет собой разработку запасов нефти относящихся к слабодренируемым. Благодаря таким скважинам удалось добыть 1076,4 тысяч тонн нефти что составляет 9% от всей годовой добычи на месторождении, а средний дебит составил 11.9 тонн в сутки с обводненностью 85%.
Распределение начальных извлекаемых запасов по объектам разработки представлено на рисунке 2.4. (группа остальные представляет собой маленькие объекты разработки, которые вносят небольшие вклады в общие запасы АВ6-8, БВ0-4, БВ7, БВ16-22, ЮВ1).
Рисунок 2.4 - Распределение начальных извлекаемых запасов по объектам разработки месторождения.
Также распределение остаточных запасов, относящихся к извлекаемым указаны на рисунке 2.5.
Рисунок 2.5 - Распределение остаточных извлекаемых запасов по объектам разработки анализируемого участка
- 1 2 3 4
Анализ показателей работы фонда скважин Самотлорского месторождения
Общий фонд скважин Самотлорского месторождения к началу 2017 года согласно границам лицензионного участка составляет более 8 тысяч скважин, из которых в добывающем фонде числится почти 6 тысяч скважин и более 2 тысяч в нагнетательном фонде. Характеристика и распределение по объектам разработки приведены в таблице 6.
Таблица 6- Характеристика фонда скважин Самотлорского месторождения
| | Характеристика фонда скважин | АВ11-2 | АВ13 | АВ2-3 | АВ4-5 | АВ6-8 | БВ0-4 | БВ71 |
| Фонд нефтяных скважин | Общий фонд | 1338 | 1137 | 1749 | 1161 | 39 | 25 | 1 |
| Эксплуатационный фонд в том числе действующие из них фонтанные ЭЦН ШГН Стр Газлифт в бездействии | 1184 1072 13 859 159 39 2 112 | 908 676 6 544 105 12 9 232 | 1320 940 10 777 91 0 62 380 | 819 538 5 428 24 0 81 281 | 29 20 0 18 1 0 1 9 | 22 20 0 17 1 0 2 2 | 1 1 0 1 0 0 0 0 | |
| В консервации Наблюдательные Пьезометрические Ликвидированные и в ожидании ликвидации | 42 7 62 43 | 35 3 69 122 | 103 22 86 218 | 56 19 75 192 | 1 2 2 5 | 0 1 1 1 | 0 0 0 0 | |
| Фонд нагнета тельных скважин | Общий фонд | 338 | 552 | 715 | 484 | 12 | 0 | 1 |
| Эксплуатационный фонд в т.ч. действующие в бездействии в освоении | 320 291 29 0 | 457 352 105 0 | 566 434 132 0 | 375 300 75 0 | 11 10 1 0 | 0 0 0 0 | 0 0 0 0 | |
| В консервации Наблюдательные Пьезометрические Ликвидированные и в ожидании ликвидации | 0 0 5 13 | 0 0 8 87 | 0 2 8 139 | 0 1 3 105 | 0 0 0 1 | 0 0 0 0 | 0 0 0 1 | |
| Фонд газовых скважин | Общий фонд | 23 | 27 | 3 | | | | |
| Эксплуатационный фонд в т.ч. действующие в бездействии в освоении | 0 0 0 0 | 0 0 0 0 | 0 0 0 0 | | | | | |
| Наблюдательные Ликвидированные | 0 23 | 0 27 | 0 3 | | | | | |
| Фонд поглоща ющих скважин | Общий фонд | | | | | | | |
| Эксплуатационный фонд в т.ч. действующие в бездействии в освоении | | | | | | | | |
| Ликвидированные | | | | | | | | |
| Фонд водозабор ных скважин | Общий фонд | | | | 3 | 2 | 3 | |
| Эксплуатационный фонд в т.ч. действующие в бездействии в освоении | | | | 2 2 0 0 | 1 1 0 0 | 3 3 0 0 | | |
| В консервации Ликвидированные | | | | 1 0 | 1 0 | 0 0 | |
Продолжение таблицы 6
| | Характеристика фонда скважин | АВ11-2 | АВ13 | АВ2-3 | АВ4-5 | АВ6-8 | БВ0-4 | БВ71 |
| Фонд нефтяных скважин | Общий фонд | 1338 | 1137 | 1749 | 1161 | 39 | 25 | 1 |
| Эксплуатационный фонд в т.ч. действующие из них фонтанные ЭЦН ШГН Стр Газлифт в бездействии | 1184 1072 13 859 159 39 2 112 | 908 676 6 544 105 12 9 232 | 1320 940 10 777 91 0 62 380 | 819 538 5 428 24 0 81 281 | 29 20 0 18 1 0 1 9 | 22 20 0 17 1 0 2 2 | 1 1 0 1 0 0 0 0 | |
| В консервации Наблюдательные Пьезометрические Ликвидированные и в ожидании ликвидации | 42 7 62 43 | 35 3 69 122 | 103 22 86 218 | 56 19 75 192 | 1 2 2 5 | 0 1 1 1 | 0 0 0 0 | |
| Фонд нагнета тельных скважин | Общий фонд | 338 | 552 | 715 | 484 | 12 | 0 | 1 |
| Эксплуатационный фонд в т.ч. действующие в бездействии в освоении | 320 291 29 0 | 457 352 105 0 | 566 434 132 0 | 375 300 75 0 | 11 10 1 0 | 0 0 0 0 | 0 0 0 0 | |
| В консервации Наблюдательные Пьезометрические Ликвидированные и в ожидании ликвидации | 0 0 5 13 | 0 0 8 87 | 0 2 8 139 | 0 1 3 105 | 0 0 0 1 | 0 0 0 0 | 0 0 0 1 | |
| Фонд газовых скважин | Общий фонд | 23 | 27 | 3 | | | | |
| Эксплуатационный фонд в т.ч. действующие в бездействии в освоении | 0 0 0 0 | 0 0 0 0 | 0 0 0 0 | | | | | |
| Наблюдательные Ликвидированные | 0 23 | 0 27 | 0 3 | | | | | |
| Фонд поглоща ющих скважин | Общий фонд | | | | | | | |
| Эксплуатационный фонд в т.ч. действующие в бездействии в освоении | | | | | | | | |
| Ликвидированные | | | | | | | | |
| Фонд водозабор ных скважин | Общий фонд | | | | 3 | 2 | 3 | |
| Эксплуатационный фонд в т.ч. действующие в бездействии в освоении | | | | 2 2 0 0 | 1 1 0 0 | 3 3 0 0 | | |
| В консервации Ликвидированные | | | | 1 0 | 1 0 | 0 0 | |
Распределение добывающего фонда скважин приведено на рисунке 2.7.