Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?


Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника






Сопоставление проектных и фактических показателей разработки





Сравнение проектных и фактических показателей приводится за 2011-2015 гг.

В течение 2011-2015 гг. добыча жидкости превышала проектные значения при соответствии проектного фонда добывающих скважин фактическому.

Фактический фонд действующих добывающих скважин соответствовал проектному в 2011 и 2012гг. - 11 и 12 единиц. Однако уровень добычи жидкости превышал проектный на 146,06 тыс. т и 173,426 тыс. т, также наблюдалась более высокая фактическая обводненность 92,1 % против 86,9% и 93,5 против 90,8% проектной соответственно. Данное расхождение обусловлено более высокими фактическими дебитами по жидкости – 115,6 против 86,9 т/сут в 2011 г, и 138,3 против 86 т/сут в 2012 г. Более высокие дебиты жидкости удалось достичь за счет проведенных кислотных ГРП и ОПЗ, что позволило компенсировать добычу от невыполненного мероприятия по зарезке БННС в скв. 866 в 2010 г.

В 2012 г. некоторое превышение фактической добычи нефти над проектной (2,2 тыс.т или 6,9 %) объясняется более высоким, чем ожидалось фактическим дебитом скважин по нефти (превышение на 2,1 т/сут или 25 %), при этом фактический фонд действующих добывающих скважин полностью соответствовал проектному (12 скважин).

В 2013-2014 гг. фактическая добыча нефти была ниже проектной на 2,2-4,1 тыс.т или 7,3-12,3 %, тем не менее, оставаясь в в допустимых границах. При этом фактический дебит скважин по нефти несколько превышал проектный на 3-5 %. Расхождение в годовых отборах нефти обусловленно меньшим в 2013-2014 гг. на 1- 3 добывающие скважины фактическим фондом по сравнению с проектным, из-за остановки в 2013 г. скв.873 и в 2014 г. скв.860 по причине их высокой обводнённости.

В течение всего рассматриваемого периода 2011-2014 гг, наблюдалось превышение фактической закачки над проектной на 3,6-27,6 %, что связано с интенсификацией добычи жидкости и как следствие необходимостью большей закачки воды для достижения проектной компенсации отборов.

В 2015г. добыча нефти была выше проектной на 1,675 тыс. т при этом фактический фонд действующих добывающих скважин полностью соответствовал проектному (10 скважин). Обводненность продукции скважин так же соответствовало проектному значению 91,9 %.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки по объекту Б2+В1 Кушниковского месторождения представлено на рис. 2.2 и 2.3 и в табл. 2.2.

Проектные показатели разработки по объекту Б2+В1

Рис. 2.2

 

Фактические показатели разработки по объекту Б2+В1

 
Рис. 2.3

Таблица 2.2

Сравнение проектных и фактических показателей объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения

№№ п/п ПOKAЗATEЛИ ед. изм. Г О Д Ы
2011* 2012**   2014***  
проект факт проект факт проект факт проект факт проект факт
  Добыча нефти тыс. т 30,1 32,2 31,7 33,9 30,1 27,9 33,1 29,0 31,0 32,7
  Действ.фонд добыв.скв. на к.г. шт.                    
  Действ.фонд нагнет.скв. на к.г. шт.                    
  Ср.дебит скв. по жид-ти т/сут 86,9 115,6 86,0 138,3 79,5 133,3 78,3 133,3 114,5 110,6
  Ср.дебит скв. по нефти т/сут 10,0 9,1 7,9 9,1 7,2 7,4 7,6 7,6 9,2 9,0
  Ср.приемистость нагнет-х скв. по воде м3/сут                    
  Ср.обв-ть продукт. скв-н %                    
  Добыча жидкости тыс. т                    
  Добыча жидкости с начала разработки тыс. т                    
  Добыча нефти с начала разработки тыс. т                    
  Закачка воды тыс. м3                    
  Закачка воды с начала разработки тыс. м3                    
  Коэффициент извлечения нефти д. ед. 0,231 0,231 0,239 0,239 0,247 0,246 0,255 0,253 0,262 0,261

 

* - Авторский надзор за реализацией «Проекта разработки Кушниковского месторождения нефти Оренбургской области» (протокол ТО ЦКР № 922 от 30.06.09 г.) [9].

** - Дополнение к проекту разработки Кушниковского нефтяного месторождения (протокол № 649 от 26.12.2011 г.) [10].

*** - Дополнение к проекту разработки Кушниковского нефтяного месторождения Оренбургской области (протокол ЦКР № 5975 от 23.09.2014г.).


2.4 Анализ пластового давления объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения

Начальное пластовое давление на месторождении было оценено в 20,7 МПа и принято одинаковым для пластов Б2 и В1 поскольку разница в глубинах залегания составляет 20 м.

Анализ энергетического состояния проводился по результатам 171 замеров давлений, проведенных в период с 2001 по 2013 гг. в 18 скважинах.

Поскольку в 90 % скважин совместно перфорированы два пласта и замеры давления производятся в целом по скважине, а не отдельно по пластам, то анализ поведения пластового давления выполнен в целом по объекту Б2+В1.

Динамика изменения пластового давления представлена на рис. 2.4.

Date: 2016-07-25; view: 1174; Нарушение авторских прав; Помощь в написании работы --> СЮДА...



mydocx.ru - 2015-2024 year. (0.006 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию