Было произведено 3 измерения пластового давления в скважине №1172, которое в среднем составляет 10,9 мпа, забойное - 10,3 мпа.

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 10 из 17Следующая ⇒

Объект ПК₁₉. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 61524 тыс. т., что составляет 16,5% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые - 12304 тыс. т или 13,1% от всех извлекаемых запасов. Пласт ПК₁₉ эксплуатируется с февраля 2011 года фонтанной скважиной №4003.

Накопленная добыча нефти составляет 2,496 тыс. т, жидкости - 2,526 тыс. т и газа -0,228 млн. м³. Среднесуточный дебит нефти с начала разработки - 14,1 т/сут, жидкости - 14,3 т/сут, средний газовый фактор - 91,3 м³/т, средняя обводненность -1,2%.

Было произведено 2 измерения пластового давления, которое в среднем составляет 13,2 МПа, забойное - 11,3 МПа. В транзитной скважине №439 проводились исследования на остаточное нефтенасыщение, которое показало, что оно не изменилось.

Объект ПК₂₀¹. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 17155 тыс. т, что составляет 4,6% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые - 3431 тыс. т или 3,7% от всех извлекаемых запасов. Пласт ПК₂₀¹ эксплуатируется с 2004 года.

За весь период эксплуатации переведено с других объектов 21 скважина. Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 21 скважина. По состоянию на 2011 г. в эксплуатационном фонде на объекте числятся 22 скважины из них 21 добывающая и 1 нагнетательная. Действующий добывающий фонд составляет 21 скважину, под закачкой скважин нет. На дату анализа совместных скважин на объекте нет. В таблице 3.2.5.1 приводится состояние фонда на 2011 год.

Динамика технологических показателей представлена на рисунке 3.2.5.1. По состоянию на 2011 г. на объекте было добыто 33,6 тыс. т нефти, 69,2 тыс. т жидкости и 3,9 млн. м³ газа при средней обводненности 51,4%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 21,5 т/сут, по жидкости - 44,2 т/сут. Средний газовый фактор - 116,2 м³/т. Накопленный объем закачки воды - 1,6 тыс. м³, приемистость нагнетательной скважины - 106,3 м³/сут.

Таблица 3.2.5.1. Состояние фонда скважин объекта ПК₂₀¹ на 2011 г.

На дату анализа подавляющее большинство действующего фонда (85,7%) эксплуатируется механизированным способом с помощью электроцентробежных установок. Из 21 скважин установками ЭЦН борудовано 18, и только 3 скважин эксплуатируется фонтанным способом.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2011 год 29,5 тыс. т, средний дебит: по нефти 25,4 т/сут; по жидкости 50,9 т/сут; обводненность продукции 50,2%.

Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2011 году фонтанным способом, составила 4,1 тыс. т или 12,3%, средний дебит по нефти - 10,3 т/сут; по жидкости 24,9 т/сут, обводненность продукции 58,6%. Распределение основных показателей разработки по применяемым на объекте способам добычи приводится в таблице 3.2.5.2 и на рисунке 3.2.5.3.

Таблица 3.2.5.2. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации скважин объекта ПК₂₀¹

Как уже отмечалось ранее, объект ПК₂₀¹ находится на первой стадии разработки, но тем не менее, из 21 скважины 8 эксплуатируются с обводненностью более 70%. Распределение действующих скважин по интервалам дебитов нефти и обводненности представлено в таблице 3.2.5.1. Из таблицы видно, что с дебитами нефти менее 5 т/сут. работает 4 скважины, что составляет 19%, с дебитом от 5 до 20 т/сут - 9 скважин (42,8%) и с дебитом от 20 до 50 т/сут. - 8 скважин (38%).

Таблица 3.2.5.3. Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности

По интервалам обводненности действующие скважины распределились следующим образом: с обводненностью менее 50% работает почти половина скважин, с высокой обводненностью более 90% отмечены 3 скважины или 14,2%.

Анализируя в целом работу добывающих скважин, необходимо отметить, что более половины имеют накопленную добычу нефти менее 1 тыс. т и только 2 скважины отобрали чуть больше 5 тыс. т ввиду очень непродолжительного срока эксплуатации.

Информации по гидродинамическим исследованиям практически нет ввиду того, что 90% действующего фонда оборудовано электроцентробежными насосами. За время работы замеры пластового давления были проведены в четырех скважинах, а среднее значение составило 11,2 МПа. Забойное давление было замерено в пяти скважинах и оценивается величиной 9,3 МПа.

Объект БВ₁₀. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 39748 тыс. т, что составляет 10,7% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые - 9750 тыс. т или 10,4% от всех извлекаемых запасов. Пласт БВ₁₀ эксплуатируется с 2003 года.

Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 2 скважины (1035, 1039), которые до возврата с находились под нагнетанием на ЮВ₁. По состоянию на 2011 г. в эксплуатационном фонде на объекте числится 1 добывающая скважина, которая в настоящее время находится в простаивающем фонде. Нагнетательных скважин на объекте нет.

На дату анализа на объекте было добыто 1,025 тыс. т нефти, 20,9 тыс. т жидкости и 0,203 млн. м³ газа при средней обводненности 95,1%. Среднесуточный дебит действующей скважины с начала разработки по нефти составил 2,9 т/сут, по жидкости - 58,6 т/сут. Средний газовый фактор - 198 м³/т.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила 0,553 тыс. т, средний дебит: по нефти 2,3 т/сут; по жидкости 68,4 т/сут; обводненность продукции 96,6%.

Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались фонтанным способом, составила 0,472 тыс. т, средний дебит по нефти - 3,9 т/сут; по жидкости 39,4 т/сут, обводненность продукции 90,1%.

Пластовое давление было замерено только в скважине №1035 в октябре 2003 г. и составило 20,1 МПа, коэффициент продуктивности - 3,6 т/сут/МПа.

Объект БВ₁₁. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 28811 тыс. т, что составляет 7,7% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые - 5712 тыс. т или 6,1% от всех извлекаемых запасов. Пласт БВ₁₁ эксплуатируется с 2001 года.

За весь период эксплуатации переведено с других объектов 9 скважин. Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 13 скважин. По состоянию на 2011 г. в эксплуатационном фонде на объекте числятся 8 добывающих скважин и одна пьезометрическая. Нагнетательных скважин нет. Действующий добывающий фонд составляет 3 скважины. На дату анализа ни добывающих, ни нагнетательных совместных скважин на объекте нет. В таблице 3.2.7.1 приводится состояние фонда на 2011 г.

Таблица 3.2.7.1 Состояние фонда скважин объекта БВ₁₁ на 2011 г.

По состоянию на 2011 г. на объекте было добыто 38,5 тыс. т нефти, 365,2 тыс. т жидкости и 5,65 млн. м³ газа при средней обводненности 90%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 5,7 т/сут, по жидкости - 53,6 т/сут. Средний газовый фактор - 146,8 м³/т.

На дату анализа все скважины действующего фонда эксплуатируется механизированным способом с помощью электроцентробежных установок.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2011 год 11,5 тыс. т, средний дебит: по нефти - 5 т/сут; по жидкости - 61 т/сут; обводненность продукции - 91,8%. За семь месяцев 2004 г. добыто 3,6 тыс. т нефти и 61,7 тыс. т жидкости. Средний дебит по нефти - 4,3 т/сут, по жидкости - 73,9 т/сут, обводненность - 94,2%.

Всего с начала разработки с помощью электроцентробежных установок было добыто 32,5 тыс. т нефти, 358,8 тыс. т жидкости и 4832 млн. м³ газа. Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались фонтанным способом, составила 6 тыс. т, жидкости - 6,4 тыс. т и газа - 0,818 млн. м³ газа.

Информации по гидродинамическим исследованиям очень мало. За время работы замеры пластового давления были проведены в шести скважинах, а среднее значение на 2010 г. составило 20,8 МПа. Забойное давление было замерено в двух скважинах и оценивается величиной 19,3 МПа. В целом по залежи построить кондиционную карту равных пластовых давлений не представляется возможным, ввиду малочисленности исследований.

Объект ЮВ₃. Начальные геологические запасы по категории С₁ оцениваются в размере 2816 тыс. т, что составляет 0,8% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые - 704 тыс. т или 0,7% от всех извлекаемых запасов. Пласт ЮВ₃ эксплуатируется с 1999 года.

Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 9 скважин. По состоянию на 2011 г. в эксплуатационном фонде (совместно с пластами ачимовской толщи) на объекте числятся 5 добывающих скважин. Действующий добывающий фонд составляет 4 скважины, под закачкой скважин нет. В таблице 3.2.8.1 приводится состояние фонда на 2011 г.

Динамика технологических показателей представлена на рисунке 3.2.8.1 и таблице 3.2.8.2. По состоянию на 2011 г. на объекте было добыто 199,8 тыс. т нефти, 210,5 тыс. т жидкости и 42,9 млн. м³ газа при средней обводненности 5,1%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 21,0 т/сут, по жидкости - 22,1 т/сут. Средний газовый фактор - 214,7 м³/т.

Таблица 3.2.8.1. Состояние фонда скважин объекта ЮВ₃ на 2011 г.

На дату анализа все скважины действующего фонда эксплуатируется механизированным способом с помощью электроцентробежных установок, хотя в 2011 г. еще присутствовал фонтанный способ эксплуатации.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2011 год 17,4 тыс. т, средний дебит: по нефти 34,3 т/сут; по жидкости 35,5 т/сут; обводненность продукции 3,6%.

Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2011 году фонтанным способом, составила 5,0 тыс. т, средний дебит по нефти - 29,7 т/сут; по жидкости 30,3 т/сут,: обводненность продукции 1,9%. Распределение основных показателей разработки по применяемым на объекте способам добычи. приводится в таблице 3.2.8.2.

Таблица 3.2.8.2. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации скважин объекта ЮВ₃ за 2010-2011 гг.

Всего же с начала разработки фонтанным способом было добыто 169,0 тыс. т. нефти (84,6%), а с помощью механизированной добычи - 30,8 тыс. т нефти, что составляет 15,4%. Таким образом, подавляющая часть общей добычи нефти была обеспечена с помощью фонтанного способа эксплуатации (рис. 3.2.8.1).

Как уже отмечалось ранее, объект ЮВ₃ находится на первой стадии разработки. Все скважины работают практически безводной нефтью, и только одна (№640) имеет обводненность 98,9%. Дебиты по нефти имеют значительный разброс и колеблются в интервалах от 0,4 до 77,5 т/сут.

Анализируя в целом работу добывающих скважин, необходимо отметить, что 4 скважины имеют накопленную добычу нефти более 20 тыс. т, 3 скважины - менее 10 тыс. т и 2 скважины отобрали менее 1 тыс. т. Практически такая же картина складывается и по жидкости ввиду очень незначительной обводненности на дату анализа. Распределение добывающих скважин по накопленной добыче нефти на 2011 г.

Существует явная тенденция к снижению забойного давления. По имеющимся данным, за 2011 г. было замерено всего 2 скважины, среднее забойное давление составило 7,4 МПа, а интервал изменения колеблется от 7,2 до 7,5 МПа.

Объект ЮВ₈. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 5419 тыс. т, что составляет 1,5% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые - 1084 тыс. т или 1,2% от всех извлекаемых запасов. Пласт ЮВ₈ эксплуатировался двумя скважинами очень непродолжительное время в течение 1999-2000 гг.

По состоянию на 2011 г. с начала разработки на объекте было добыто 5,8 тыс. т нефти, 5,9 тыс. т жидкости и 1,3 млн. м³ газа при средней обводненности 1,3%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 14,4 т/сут, по жидкости - 14,6 т/сут. Средний газовый фактор - 227,8 м³/т.

На дату анализа действующих добывающих скважин на объекте нет.

Никаких гидродинамических и промыслово-геофизических исследований за время эксплуатации проведено не было.

Познавательные статьи:



Техника нижней прямой подачи мяча

Комплекс физических упражнений для развития мышц плечевого пояса

Стандарт Порядок надевания противочумного костюма

Общеразвивающие упражнения без предметов