Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
запасов месторождения. По состоянию разведанности и за вычетом добычи на 1.01.2003г. геологические запасы нефти Хохряковского месторождения оцениваются в количестве 248 980 тыс. т. по категории В+С1.
В это же время ЗАО Тюменский Институт Нефти и Газа выполнил работу Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Хохряковского месторождения [1] (протокол ЦКР №816-дсп от 21 марта 2003г.), определяющую технологический КИН равным 0,331. Таким образом, запасы составили:
- геологические по категориям В+С1 248,9 млн. т.
в т.ч. по пласту ЮВ1232,8 млн. т
по пласту ЮВ2 16,1 млн. т
- извлекаемые по категориям В+С1 62,1 млн. т.
в т.ч. по пласту ЮВ157,6 млн. т
по ласту ЮВ2 4,4 млн. т
В настоящее время на Хохряковском месторождении реализована пятирядная система разработки. Особенность ее в том, что расстояние между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин в два раза больше, чем расстояние между внутренними рядами добывающих скважин. Преимуществом такой системы разработки является то, что наряду с увеличением коэффициента охвата, уплотнение зоны стягивания в процессе разработки приводит к снижению водонефтяного фактора, улучшаются характеристики вытеснения. При необходимости изменения системы заводнения на месторождении, ее развитие может заключаться в формировании блочно-замкнутой, что и предусмотрено решениями последнего проектного документа Дополнением к технологической схеме разработки (протокол ЦКР №1877 от 20.09.1995г.).
3.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Хохряковского месторождения в 2004 году
Сравнение проектных и фактических показателей представлены в таблице 3.1.
Добыча жидкости в 2004 году достигла 5526,1 тыс. тонн, добыча нефти составила 3500,6 тыс. тонн. По проекту предусматривалось к этому времени добыть всего 1210 тыс. тонн. Закачка воды в 2003 году составила 8122,1 тыс. м3, что почти вдвое больше проектного значения.
На 01.01.04г. накопленная добыча нефти на Хохряковском месторождении составила 33 667 тыс. т., при проектном значении 25814 тыс. т. Накопленная добыча жидкости составила 41234 тыс. т., при проектном значении 35500 тыс. т.
Таблица 3.1. Сопоставление проект-факт по Хохряковскому месторождению на 2004 год
Наименование показателейЕд. изм.ПланФактДобыча нефти всего
в т.ч. из новыхтыс. т1210
03500,6
9,0Добыча жидкости всего
в т.ч. из новыхтыс. т2581
05526,1
17,4Закачка водытыс. м34105,98122,1Фонд добывающих скважиншт.474499Действующий фонд добывающих скважиншт.435374Фонд нагнетательных скважиншт.151221Действующий фонд нагнетат. скважиншт.138183Средний дебит скважин
по жидкости
по нефти
в т.ч. новых скважин
по жидкости
по нефти
т/сут
т/сут
т/сут
т/сут
16,3
7,6
0
0
47,4
30,0
43,9
22,7Средняя обводненность
в т.ч. новых скважин%
,1
036,6
48,2Средняя приемистостьм3/сут73,6141,9
На рис.3.1. и 3.2. приведена динамика основных технологических показателей разработки Хохряковского месторождения за 2003 год и карта текущего состояния разработки объекта ЮВ1 на 01.2004г.
Темп отбора от НИЗ в 2004 году составил 3%. Коэффициент нефтеизвлечения и отбор от НИЗ в 2004 году составили 12,1% и 36,5% соответственно.
Проектом предусматривалось завершения бурения в 1998 году. Фактически в 2004 году из бурения введено 7 новые добывающие скважины (№931, 932, 1024).
3.3 Фонд добывающих скважин и показатели его эксплуатации в 2004 году
Изменение структуры фонда добывающих приведено в табл. 3.2.
Таблица 3.2. Динамика фонда добывающих скважин Хохряковского месторождения
Характер скважинСостояниена 1.01.03на 1.01.04ДобывающиеВсего568548Действующий371374В бездействии136125В освоении10Эксплуатационный508499В консервации4328В пьезометре1310В ожид ликв.23Ликвидир.23Действующий155183В бездействии2733В освоении105Эксплуатационный192221В консервации44В пьезометре44
По состоянию на 01.01.2004 года на Хохряковском месторождении наiитывалось 548 добывающих скважин (см. табл. 3.2.). При этом эксплуатационных нефтяных скважин 499 (91,0%), действующих 374 (68,2%). По сравнению с прошлым годом добывающий фонд по месторождению уменьшился на 20 скважин, а действующий увеличился на 3 скважины.
В 2004 году по разным причинам в неработающий фонд выбыло 29 скважин. Под закачку из действующего нефтяного фонда в течение 2004 года переведено 17 скважин.
Суммарные суточные потери по нефтяным скважинам, выбывшим в неработающий фонд, составили 193,7 тонн по нефти и 996,3 тонны по жидкости. Средний дебит нефти и обводненность составили 6,7 т/сут и 80,6% соответственно.
Суммарные суточные потери по действующим нефтяным скважинам, перешедшим в фонд ППД, составили 78,8 тонн по нефти и 368,8 тонны по жидкости. Средний дебит нефти и обводненность составили 4,6 т/сут и 78,6% соответственно.
В 2003 году в ходе проведения геолого-технологических мероприятий из неработающего нефтяного фонда запущено в работу 46 скважин. На 01.01.04г. средний дебит нефти по этой группе скважин составил 9,1 т/сут, жидкости 30,0 т/сут и обводненность 69,5%. Суммарная суточная добыча составила 420,4 тонн нефти и 1379,7 тонн жидкости. Кроме того, из нефтяного неработающего фонда 10 скважин переведены в ППД и запущены под закачку со средней приемистостью 200м3/сут. Ниже в таблице 3.3. приведено распределение скважин действующего фонда, выбывшего в 2003 году в неработающий фонд по дебиту нефти и обводненности.
Таким образом, по со