Реферат: Характеристика месторождения

Объект ПК₆. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 2355 тыс. т, что составляет 0,63% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые – 471 тыс. т или 0,5% от всех извлекаемых запасов. Пласт ПК₆ эксплуатируется двумя скважинами с 2004 года.По состоянию на 2011 г. в эксплуатационномфонде на объекте числятся 2 скважины, все добывающие. Действующий добывающий фонд составляет также 2 скважины, причем одна (№1172) – находится в текущем простое.По состоянию на 2011 г. с начала разработки на объекте было добыто 0,5 тыс. т. нефти, 17,9 тыс. т жидкости и 0,051 млн. м³ газа при средней обводненности 97,5%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 2,7 т/сут, по жидкости – 108,5 т/сут. Средний газовый фактор – 113,8 м³/т.На дату анализа все скважины действующего фонда эксплуатируется механизированным способом с помощью электроцентробежных установок.Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2004 год 0,18 тыс. т, средний дебит: по нефти 2,6 т/сут; по жидкости 113,3 т/сут; обводненность продукции 97,8%.Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2011 году фонтанным способом, составила 0,27 тыс. т, средний дебит по нефти – 2,8 т/сут; по жидкости 103,2 т/сут, обводненность продукции 97,3%.Было произведено 3 измерения пластового давления в скважине №1172, которое в среднем составляет 10,9 МПа, забойное – 10,3 МПа.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 эксплуатационномфонде 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.

Фонд скважин	Категория	Кол-во
Фонд добывающих скважин	Пробурено	0
	Возвращено с других горизонтов	21
	Всего	21
	в т.ч. действующие	21
	из них: фонтанные	3
	ЭЦН	18
	бездействующие	0
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	0
	контрольные	0
	Переведено на другие горизонты	0
	Ликвидированные	0
	Передано под закачку	0
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	0
	Возвращено с других горизонтов	1
	Переведено из добывающих	1
	в т.ч. из собственного фонда	0
	возвратного фонда	1
	Всего	1
	в т.ч. под закачкой	0
	в бездействии	1
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	0
	контрольные	0
	В эксплуатации на нефть	14
	Ликвидированные	0
	Переведено на другие горизонты	0
Всего		22

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

Способ эксплуатации	Добыча нефти, тыс. т		Добыча жидкости, тыс. т		Дебит нефти, т			Дебит жидкости, Т		Обводненность, %
	2010	2011	2010	2011	2010	2011	2010		2011	2010	2011
Фонтан	-	4.1	-	10.0	-	10.3	-		24.9	-	58.6
ЭЦН	-	29.5	-	59.3	-	25.4	-		50.9	-	50.2
Всего	-	33.6	-	69.3	-	21.5	-		44.2	-	51.4

1   ...   22   23   24   25   26   27   28   29   30

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

Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %
	<10	10–30	30–50	50–70	70–90	90–95	>95	Итого
0–5				1	1	1	1	4
5–10			1		2	1		4
10–20		1	1	1	2			5
20–30		1	1	1				3
30–40	2							2
40–50		1	2					3
Итого	2	3	5	3	5	2	1	21

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 эксплуатационномфонде 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.