Вынгапуровское месторождение

дипломная работа

3.2 Основные технологические показатели разработки месторождения

Вынгапуровское месторождение введено в разработку в 1982 г.

Показатели разработки месторождения в целом характеризуются нарастающей динамикой, обусловленной освоением новых площадей продуктивных залежей.

По состоянию на 01.01.2011г. начальные запасы нефти по месторождению оценены в объеме: по категории А+В+С1: геологические - 416,0 млн.т, извлекаемые - 113,1 млн.т, КИН составляет 0,271 д.ед. Запасы нефти категории С2 составляют: геологические - 137,1 млн.т, извлекаемые - 36,8 млн.т, КИН равен 0,268 д.ед.

Технологические показатели разработки месторождения приведены в таблице 3.2.1 и показаны на рисунке 3.2.2. и характеризуются следующими особенностями.

По состоянию на 01.01.2013 г. в целом по месторождению добыто 65,5 млн.т. нефти и 133,6 млн.т. жидкости. В пласты закачано 209,7 млн.м3 воды. Текущий КИН составил 0,157; отбор от НИЗ - 58,0 %.

В отчетном 2012 г. на месторождении было добыто 3,8 млн.т нефти и 12,7 млн.т жидкости, в объекты закачано - 17,2 млн.м3 воды. Дебиты скважин действующего фонда составили: по нефти - 15,2 т/сут (в 2011г.- 14,1 т/сут); по жидкости - 51,3 т/сут (в 2011 г. -48,7 т/сут). Приемистость нагнетательных скважин - 175,6 м3/сут. Обводненность добывающего фонда - 70,4 %. Накопленный ВНФ - 1,04, текущий - 2,38. Остаточные извлекаемые запасы по категории В+С1 оцениваются в 47,5 млн. т, кратность запасов - 13 лет.

В настоящее время добыча нефти на месторождении ведется механизированным способом установками ЭЦН. К концу 2010 г. из 705 действующих добывающих скважин 668 оборудованы электроцентробежными насосами.

В целом, за историю разработки месторождения фонтанным способом эксплуатации добыто 27,8 млн.т нефти (42,5 %), штанговыми насосами - 2,2 млн.т нефти (3,4 %), электроцентробежными насосами - 33,7 млн.т нефти (51,5 %) и 1,7 млн.т нефти (2,6 %) добыто с помощью ПЛЖ, ВСГ, ГИН, ГПН

В 2012 г. 3137,9 тыс.т нефти (83,6 %) добыто скважинами, оборудованными ЭЦН и 3,3 тыс.т (0,1 %) добычи приходится на фонд, оборудованный ШГН (рис. 3.2.2.).

Фактический средний дебит нефти последние 5 лет держится на уровне 13,4 - 16,9 т/сут, составляя на 01.01.2011 г. 15,2 т/сут, что выше проектного значения на 9,4 % (13,9 т/сут). Средний дебит жидкости составляет 51,3 т/сут, что также выше проектной величины (48,0 т/сут). Фактическая обводненность продукции на уровне проектной - 70,4 % (по проекту - 71,0 %).

Таблица 3.2.1 Основные технологические показатели разработки Вынгапуровского месторождения

Рис. 3.2.2. Количественное и процентное распределение накопленной добычи по способам эксплуатации с начала разработки и за 2011 г.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 2010 г. и составил 3,8 млн.т при действующем добывающем фонде 705 ед. Максимальные темпы отбора нефти по месторождению 3,0 - 3,3 % от НИЗ отмечались в период 2007 - 2010 гг.

Мероприятия по оптимизации системы воздействия начались в 1984 г., закачка осуществлялась в объект БВ8, в 1989 г. к системе ППД подключены объекты БВ81 и БВ6. В 2012 г. вода закачивалась в объекты БВ2, БВ5, БВ6, БВ8, БВ81,).

Всего с начала разработки по состоянию на 01.01.2011 г. закачано 209,7 млн.м3. В 2010 г. уровень закачки воды практически равен проектному значению, составляя 17,2 млн.м3 (проект - 17,6 млн.м3). Текущая компенсация отборов составила 108,6 %, накопленная - 110,5 %.

Основным объектом разработки на месторождении является продуктивный пласт БВ8, на который приходится 73,7 % запасов нефти (по катекории В+С1) и 72,1 % годовой добычи от всего месторождения.

Начальные запасы нефти категории В+С1 объекта, числящиеся на балансе РГФ на 1.01.2011 г. составляют: балансовые - 306553 тыс.т, извлекаемые - 79701 тыс.т при КИН - 0,260. По категории С2 балансовые запасы составляют 31042 тыс.т, извлекаемые - 9674 тыс.т при КИН - 0,260.

На объекте БВ8 реализованы четыре системы разработки: в центральной и южной части объект разрабатывается по площадной девятиточечной системе с плотностью сетки 25 га/скв, с уплотнением до 12,5 га/скв.; на севере внедрена трехрядная система с плотностью сетки 21,6 га/скв.; в юго-западной и юго-восточной части залежи - семиточечная система плотностью 31,2 - 48,9 га/скв.; на северо-западе - очагово-избирательная система по сетке 21,6 га/скв с уплотнением до 12,5 га/скв.

По состоянию на 01.01.2013 г. на балансе объекта числятся 1577 скважин. Действующий добывающий фонд состоит из 595 скважин, 31 из них - фонтанная, 564 скважины эксплуатируются ЭЦН. В бездействии находятся 62 скважины, в освоении после бурения - 4 скважины, в консервации - 270, в ожидании ликвидации - две скважины, в ликвидации - 49 скважин.

За всю историю разработки в добыче нефти на объекте участвовало 1524 скважины, закачка воды осуществлялась в 441 нагнетательную скважину.

В настоящее время закачка воды ведётся в 221 скважину, 93 нагнетательные скважины находятся в бездействии, в освоении - 7 скважин, в консервации - 46 скважин, в ликвидации - 10 скважин. В категории контрольных и пьезометрических числятся 218 скважин.

Число действующих добывающих скважин составляет 50,2 % фонда. По фонду нагнетательных скважин этот показатель составляет 56,4 %. В бездействующем фонде числится 5,2 % добывающих и 23,7 % нагнетательных скважин. Распределение фонда добывающих и нагнетательных скважин объекта по категориям на 01.01.2013 г. представлено на рисунке 3.2.3.

Рис. 3.2.3. Распределение фонда добывающих и нагнетательных скважин по категориям на 01.01.2013 г. Объект БВ8

Таблица 3.2.1 Средние показатели дебита нефти и обводненности по диапазонам обводненности и интервалам дебита. Объект БВ8

Малодебитный фонд. В этой группе скважины эксплуатируются с дебитами нефти, не превышающими 5 т/сут. В данной группе числятся 173 скважины со средним дебитом нефти 2,8 т/сут и средней обводненностью 94,6 %, в т.ч. с дебитом нефти менее 1,0 т/сут - 22 скважины со средним дебитом нефти 0,4 т/сут и средней обводненностью 99,5 %.

Среднедебитный фонд. В данной группе скважины эксплуатируются с дебитом нефти, лежащим в интервале 5 - 50 т/сут. Число таких скважин - 413 ед. с дебитом 14,6 т/сут и водосодержанием 67,7 %, из них с дебитом нефти от 5 до 10 т/сут работает 26,9 % или 151 скв. (средняя обводненность 81,4 %), с дебитом от 10 до 20 т/сут работает 27,4 % или 163 скв. (средняя обводненность 66,9 %), от 20 до 50 т/сут работает 15,1 % или 90 скв. (средняя обводненность 52,3 %).

Высокодебитный фонд. В этой группе, скважины эксплуатируются с дебитом нефти более 50 т/сут. Количество высокодебитных скважин - 9 единиц (или 1,5 %) со средней обводненностью 22,0 %.

Все действующие добывающие скважины работают с присутствием воды в добываемой продукции. С обводненностью до 20 % работает 13,4 % действующего фонда скважин (80 скв. со средним дебитом нефти 22,4 т/сут и средней обводненностью 10,6 %); с обводненностью от 20 % до 60 % работает 28,2 % действующего фонда скважин (168 скв. со средним дебитом нефти 17,7 т/сут и средней обводненностью 40,5 %); от 60 % до 90 % работает 36,5 % действующего фонда скважин (217 скв. со средним дебитом нефти 9,5 т/сут и средней обводненностью 78,9 %); от 90 % до 94 % работает 6,7 % действующего фонда скважин (40 скв. со средним дебитом нефти 4,6 т/сут и средней обводненностью 91,9 %);с обводненностью от 94 % до 98 % работает 10,3 % действующего фонда скважин (61 скв. со средним дебитом нефти 4,1 т/сут и средней обводненностью 96,0 %); и с обводненностью более 98 % работает 4,9 % действующего фонда скважин (29 скв. со средним дебитом нефти 1,0 т/сут и средней обводненностью 99,0 %).

Максимальные уровни добычи нефти 2890,7 тыс.т были достигнуты в 1989 г. (в 2009 г. добыча нефти близка к максимуму - 2890,1 тыс.т) и максимальные уровни добычи жидкости достигнуты в 2008 г. - 9870,4 тыс.т.

Динамика показателей разработки объекта БВ8 приведена на рисунке 3.2.6. Как видно, начиная с 1999 г., уровни добычи нефти после периода длительного падения начинают расти, достигая 2542,8 тыс.т в 2002 г., затем снижаются до 2244,4 тыс.т в 2004 г., после чего вновь возрастают до 2890,1 тыс.т в 2009 г. В 2012 году добыча нефти по объекту снизилась на 6,3 %, при этом падение добычи по переходящим скважинам осталось на уровне предыдущего года (-21,5 %).

С начала разработки по объекту БВ8 добыто 55977,7 тыс.т нефти, что составило 70,2 % от НИЗ категории В+С1 при достижении текущего КИН - 0,183 (проектный КИН - 0,260). На объект БВ8 приходится 85,4 % от общей накопленной добычи по месторождению. Накопленная добыча жидкости составила 108,3 млн.т, водонефтяной фактор - 0,93. В объект закачано 179,7 млн.м3 воды. Накопленный отбор жидкости компенсирован закачкой на 116,0 %, текущий - на 128,9 %. На дату анализа средневзвешенное текущее пластовое давление по объекту составило 28,7 МПа, что на 0,7 МПа выше начального.

Рис. 3.2.6. Динамика основных показателей разработки объекта БВ8

Запасы нефти вырабатываются фондом из 595 действующих добывающих и 221 нагнетательной скважиной. Текущая компенсация в 2010 г. составила 128,9 %, при этом накопленная компенсация отборов закачкой достигла 116 %.

Годовая добыча нефти в 2012 г. составила 2707,8 тыс.т (в т.ч. по ЯНАО - 1278,9 тыс.т, по ХМАО - 1428,9 тыс.т. По объекту БВ8 имеется высокий потенциал запасов, которые необходимо продолжать вовлекать в разработку за счет бурения новых скважин. [1]

Делись добром ;)