Структурная модель Менеузовского месторождения

отчет по практике

1.4 Методы разработки объектов месторождения

Выделен один эксплуатационный объект- ТТНК. Кроме этого выделена водоплавающая залежь в карбонатах турнейского яруса, нефтенасыщены известняки самой верхней части разреза.

Компенсация отбора закачкой по месторождению составила 92,8%, в т.ч по ТТНК- 93,0%.

В 2007 г. выполнено 84 ГТМ с технологическим эффектом 16 832тыс. тонн. Внедрено 12 технологий МУН, 14 операций с дополнительной добычей 23,232 тыс.тонн нефти. Введено из бездействия с прошлых лет 12 добывающих скважин и 3 нагнетательные скважины.

Среднесуточная добыча нефти составила 342,1 т/сут. Текущий среднесуточный дебит одной скважины составил 1,47 т/сут. Действующий фонд нефтяных скважин - 232 при количестве нагнетательных скважин - 74; отношение количества добывающих скважин к нагнетательным равно 3.14.

Среднесуточная закачка составила 5050 тыс. м3. Процент обеспечения закачкой с начала разработки равен 91,6 %.

Максимальные уровни добычи нефти были достигнуты при отборе 55% от начальных извлекаемых запасов в 1990 году, далее - характерно снижение добычи после достижения максимума. В большинстве случаев это связано с выводом из эксплуатации обводненных добывающих скважин.

В начале разработки увеличение дебитов связано с одной стороны с увеличением фонда скважин, с другой стороны - на рост дебитов оказывает большое влияние трансформация системы заводнения, в которой становилось все больше внутриконтурных нагнетательных скважин, и уменьшения числа добывающих скважин на 1 нагнетательную.

Таким образом, система заводнения становится более жесткой.

Анализ соотношения среднесуточной закачки к среднесуточному дебиту и соотношения числа добывающих скважин к нагнетательным показал: чем больше число добывающих скважин, тем меньше отток за контур нефтеносности, в другие водоносные пласты.

Показатели разработки за 2008 г.

№п/п

Показатели

План-норма

факт

2007г.

+,-

к план-норме

1.

Добыча нефти, тыс.т.

План-норма

факт

340

342

+2

2.

Добыча жидкости, тыс.т.

План-норма

факт

5650

5700

+50

3.

Обводненность вес., %

План-норма

факт

90,6

91,0

+1,3

4.

Закачка воды, тыс.м3

План-норма

факт

5050

5000

-50

5.

Ввод нефтяных скважин

План-норма

факт

0

0

0

6.

Ввод нагнет.скважин

План-норма

факт

0

0

0

7.

Ввод скважин из бездействия

План-норма

факт

15

15

0

Из эксплуатационного фонда, составляющего 246 скважины, основная часть, 200 скважин, эксплуатируются ШСНУ, с помощью УЭЦН эксплуатируются 46 скважины.

Большая обводненность продукции, кривизна ствола скважины, наличие механических примесей, как наземного, так и подземного происхождения вызвало необходимость применения УЭЦН, и за последние семь лет количество этих установок увеличилось с 25 до 46.

УЭЦН имеет также ряд положительных качеств в отличие от ШСНУ, поэтому при определенных условиях их эксплуатация целесообразнее. Применение УЭЦН позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года (даже в самые суровые зимние месяцы) без больших затрат времени и средств на монтаж оборудования. Спуск электронасоса в скважину отличается от обычного спуска насосно-компрессорных труб наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам. Сборка же самого электронасоса на устье скважины очень проста.

При эксплуатации скважин погружными центробежными электронасосами устье легко герметизируется, что позволяет собирать и отводить попутный газ. Наземное электрооборудование ввиду его малых габаритов, небольшой массы и наличия защитных кожухов в зависимости от климатических условий может быть установлено либо непосредственно на открытом воздухе, либо в небольшой не отапливаемой будке, но так, чтобы ни снежные заносы, ни паводки не препятствовали нормальной бесперебойной эксплуатации скважины.

Характерной особенностью погружных центробежных электронасосов является простота обслуживания, экономичность, небольшая по сравнению с другими видами оборудования металлоемкость, относительно большой межремонтный период их работы.

2. Конструкция добывающей скважины

Рассмотрим конструкцию скважину и ее проектные данные на примере скважины №1062 Менеузовского месторождения. Дата ввода в эксплуатацию скважины: 01.01.1967. Начальный дебит жидкости - 14.9 м3/сут, нефти - 10 т/сут. Способ эксплуатации: ШГН.

Рисунок 2 - Конструкция скважины

1 - обсадные трубы;

2 - цементный камень;

3 - пласт;

4-перфорация в обсадной трубе и цементном камне;

I- направление - диаметр 324мм, глубина спуска 65м;

II -кондуктор - диаметр 245мм, глубина спуска 215м;

III- эксплуатационная колонна - диаметр 146*7.7мм-1330.4м

Делись добром ;)