Анализ показателей работы фонда скважин 

По состоянию на 1.01.2010 года общий фонд добывающих скважин составляет:

 

Таблица 2.2.1

Объект АВ₁^1-2. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2010 г.

Наименование	Характеристика фонда скважин	СНГДУ-2
Фонд добывающих скважин	Общий фонд	485
	Эксплуатационный фонд в т.ч. действующие из них фонтанные ЭЦН ШГН УВН СТР КГ в бездействии в освоении	422
		388
		4
		152
		222
		2
		8
		0
		33
		1
	В консервации Пьезометрические Наблюдательные В ожидании ликвидации Ликвидированные	45
		1
		2
		0
		15
Фонд нагнетательных скважин	Общий фонд	18
	Эксплуатационный фонд в т.ч. действующие в бездействии в освоении	17
		14
		3
		0
	В консервации Пьезометрические Наблюдательные В ожидании ликвидации Ликвидированные	0
		0
		0
		0
		1
Фонд газовых скважин	Общий фонд	37
	Эксплуатационный фонд в т.ч. действующие в бездействии	0
		0
		0
	Скважины отбирающие газ с пласта	36
	Ликвидированные	1

 

726 скважин, в эксплуатационном добывающем фонде числятся 592 добывающих и 37 нагнетательных скважин.

Характеристика пробуренного фонда представлена в табл. 2.2.1.

В добывающем фонде СНГДУ-2 на 1.01.2010 г. на пласте АВ₁^1-2 числится 485 скважин, в том числе в эксплуатационном фонде числится 422 добывающих и 17 нагнетательных скважин. В действующем добывающем фонде находятся 388 скважин (91.9 % эксплуатационного фонда), в бездействии числятся 33 скважины (7,8 %). В пассивном фонде находятся 63 скважины: 45 скважин - в консервации, 3 скважины - контрольные и пьезометрические, 15 скважин ликвидировано. Распределение добывающего фонда скважин по категориям фонда показано на рисунке 2.2.1.

Рис. 2.2.1

Характеристика добывающего фонда скважин на 1.01.2010 года

Практически весь действующий фонд эксплуатируется механизированным способом, фонтаном работают 4 скважины. Распределение действующего фонда добывающих скважин по способам эксплуатации представлено на рисунке 2.2.2.

 

 

Рис.2.2.2 

Распределение действующего фонда добывающих скважин по способам эксплуатации на 1.01.2010 г.

 

Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности на 1.01.2010 г. приведено в таблице 2.2.2.

Среднегодовые дебиты жидкости за весь период разработки изменялись от 3.3 т/сут до 34,0 т/сут. Максимальный дебит отмечался в 1994 году. В 2009 году средний дебит жидкости составил 21,7 т/сут при обводненности продукции 52.1 %, средний дебит нефти -10,4 т/сут. Действующий фонд можно характеризовать как низкодебитный. Наибольшее количество добывающих скважин (150 скважин) эксплуатируется с дебитами по жидкости менее 10 т/сут (38,7 % действующего фонда). С дебитами жидкости в интервале 10-20 т/сут и 20-50 т/сут эксплуатируется равное количество - соответственно 94 и 95 скважин (около 50 % скважин), в основном, это скважины после проведения ГРП.

Основной объем действующего фонда эксплуатируется с обводненностью от 20 до 60 % - 182 скважины (46,9 %). Число высокообводненных скважин невысоко и составляет 20 скважин (5,2 %).В общем нагнетательных фонде находятся 18 скважин, из них действующие - 14 скважин, 3 скважины находятся в бездействии и одна ликвидирована. Распределение нагнетательных скважин по категориям фонда показано на рисунке 2.2.2.

Таблица 3.5

Распределение действующего фонда по дебитам жидкости и обводненности на 1.01.2010 г.

 

 

 

 

 

 

 

Дебит жид., т/сут	Параметры	Обводненность, %
		0-1	1-20	20-60	60-90	90-98	98-100	Всего
0-10	Количество скважин	1	20	77	51	1	0	150
	% от эксплуатационного фонда	0,3	5,2	19,9	13,1	0,3	0	38,7
	Добыча нефти за месяц, т	73	2577	7981	2604	22	0	13257
	% от общей добычи нефти	0,1	2,0	6,3	2,0	0,0	0	10,4
	Добыча жидкости за месяц, т	73	2965	13459	9181	250	0	25928

% от общей добычи жидкости 0,0 1,2 5,3 3,7 0,1 0 10,3

 

Среднесут. добыча нефти, т/сут 2,4 83,1 257,5 84,0 0,7 0 427,7

 

Среднесут. добыча жидкости, т/сут 2,4 95,7 434,2 296,2 8,1 0 836,4

10-20

Количество скважин 0 12 48 31 о j 0 94

 

% от эксплуатационного фонда _ 0 3,1 12,4 8,0 0,8 0 24,2

 

Добыча нефти за месяц, т 0 3952 10114 3052 117 0 17235

 

% от общей добычи нефти 0 3,1 7,9 2,4 0,1 0 13,5

 

Добыча жидкости за месяц, т 0 4602 17075 12866 1653 0 36196

 

% от общей добычи жидкости 0 1,8 6,8 5,1 0,7 0 14,4

 

Среднесут. добыча нефти, т/сут 0 127,5 326,3 98,5 3,8 0 556,0

 

Среднесут. добыча жидкости, т/сут 0 148,5 550,8 415,0 53,3 0 1167,6

20-50

Количество скважин 0 17 37 29 12 0 95

 

% от эксплуатационного фонда 0 4,4 9,5 7,5 3,1 0 24,5

 

Добыча нефти за месяц, т 0 13523 20878 6741 803 0 41945

 

% от общей добычи нефти 0 10,6 16,4 5,3 0,6 0 32,9

 

Добыча жидкости за месяц, т 0 15246 33369 28106 11598 0 88319

 

% от общей добычи жидкости 0 6,1 13,1 11,2 4,6 0 34,9

 

Среднесут. добыча нефти, т/сут 0 436,2 673,5 217,5 25,9 0 1353,1

 

Среднесут. добыча жидкости, т/сут 0 491,8 1076,4 906,6 374,1 0 2849,0

50-100

Количество скважин 0 13 18 7 3 0 41

 

% от эксплуатационного фонда 0 3,4 4,6 1,8 0,8 0 10,6

 

Добыча нефти за месяц, т 0 21275 22751 3016 422 0 47464

 

% от общей добычи нефти 0 16,7 17,9 2,4 0,3 0 37,3

 

Добыча жидкости за месяц, т 0 23753 37587 12338 5965 0 79643

 

% от общей добычи жидкости 0 9,4 14,9 4,9 2,4 0 31,6

 

Среднесут. добыча нефти, т/сут 0 686,3 733,9 97,3 13,6 0 1531,1

 

Среднесут. добыча жидкости, т/сут 0 766,2 1212,5 398,0 192,4 0 2569,1

 

 

 

> 100

 

 

 

Количество скважин 0 1 2 4 1 0 8 % от эксплуатационного фонда 0 0,3 0,5 1,0 0,3 0 2,1 Добыча нефти за месяц, т 0 2522 3301 1594 27 0 7444 % от общей добычи нефти 0 2,0 2,6 1,3 0,0 0 5,8 Добыча жидкости за месяц, т 0 2756 6954 11551 859 0 22120 % от общей добычи жидкости 0 1,1 2,8 4,6 0,3 0 8,8 Среднесут. добыча нефти, т/сут 0 81,4 106,5 51,4 0,9 0 240,1 Среднесут. добыча жидкости, т/сут 0 88,9 224,3 372,6 27,7 0 713,6

 

 

 Итого

 

 

 

 

 

 

Количество скважин 1 63 182 122 20 0 388 % от эксплуатационного фонда 0,3 16,2 46,9 31,4 5,2 0 100 Добыча нефти за месяц, т 73 43849 65025 17007 1391 0 127345 % от общей добычи нефти 0,1 34,4 51,1 13,4 1,1 0 100,0 Добыча жидкости за месяц, т 73 49322 108444 74042 20325 0 252206 % от общей добычи жидкости 0,0 19,6 43,0 29,4 8,1 0 100 Среднесут. добыча нефти, т/сут 2,4 1414,5 2097,6 548,6 44,9 0 4107,9 Среднесут. добыча жидкости, т/сут 2,4 1591,0 3498,2 2388,5 655,6 0 8135,7

 

Рис. 2.2.3

Характеристика нагнетательного фонда скважин на 1.01.2010 года

 

На рисунках 2.2.4 показано распределение добывающих скважин по причинам бездействия и консервации. Основными причинами остановки являются:

•высокая обводненность (31 %),

•низкие дебиты (28 %),

•тяжелые аварии (27 %).

•ожидание обустройства, обследования (10 %).

Из трех нагнетательных скважин две бездействуют из-за тяжелых аварий и одна в связи с регулированием закачки.

 

Рис. 2.2.4

Причины бездействия добывающих скважин

 

Выводы:

•разработка объекта находится на стадии возрастающей добычи, прирост добычи нефти в 2009 году составил 918 тыс.т, или 99,2 % к уровню 2008 года;

•увеличение добычи связано с увеличение фонда добывающих скважин, в основном, за счет перевода скважин, выполнивших свое проектное назначение на нижележащих объектах;

• увеличение дебитов скважин связано с проведением ГРП, как на возвратных, так и на самостоятельных скважинах, пробуренных на объект AB₁^1-2;

• фонд добывающих скважин характеризуется как низкодебитный и обводненный, большинство скважин эксплуатируется с дебитами менее 10 т/сут и обводненностью от 20 до 60 %.

 

3. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА ГРП НА ОБЪЕКТЕАВ₁^1-2 САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

 

Теория гидравлического разрыва развивалась на протяжении ряда лет. Совершенствование технологии и оборудования, создание новых химических компонентов, проведенные в период после первого воздействия, выполненного в 1947 году, к настоящему времени превратили гидроразрыв пласта (ГРП) в операцию с надежно предсказуемым результатом. Нет сомнений, что дальнейшее развитие техники и новые исследования приведут к новым достижениям в этой области.

Гидравлический разрыв играет основную роль в увеличении нефтяных запасов и ежедневной добыче. Процесс ГРП впервые был осуществлен в нефтяной промышленности в 1947 году на газовом месторождении “Хуготон” на скважине “Келпер 1”, расположенной в графстве “Грант” в Канаде. Скважина имела четыре продуктивных известняковых газовых пласта от 715 до 790 м. Забойное давление равнялось примерно 2.9 Мпа.

К 1981 году, было проведено более чем 800,000 обработок. А к 1988 году это число превысило 1 миллион. Около 30-40% всех направленно пробуренных скважин обработаны ГРП (в Северной Америке), и около 25-30% от общего объема запасов США сделали экономически рентабельными с помощью этого процесса.

 

---

Дата добавления: 2018-04-05; просмотров: 964; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!