- •Введение
- •1. Общие сведения о площади
- •2. Геолого-физическая характеристика площади
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность
- •Средние значения пористости и нефтенасыщенности пластов
- •Характеристика параметров пласта (горизонта)
- •2.2.2. Толщина пластов
- •Толщины пластов горизонтов д0 и д1 Березовской площади
- •2.2.3. Показатели неоднородности пластов
- •Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов д0 иД1
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Параметры пластовой нефти
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированного в пластовой нефти (% мольные)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Внедренные методы увеличения нефтеотдачи пластов на объекте
- •3.3.2. Добыча газа
- •3.3.3. Закачка воды
- •3.3.4. Обводненность продукции
- •Распределение обводненного фонда по степени обводненности
- •3.3.5. Состояние пластового давления.
- •3.3.6. Динамика контуров нефтеносности.
- •Состояние внк по результатам вскрытия скважинами
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •3.4.1. Добывающий фонд
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •3.4.2. Нагнетательный фонд
- •3.4.3. Прочие скважины
- •3.4.4. Характеристика текущих дебитов
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •В целом по площади
- •3.6. Технологические показатели разработки
- •Динамика основных показателей разработки
- •3.7. Технико-экономические показатели нгду «Альметьевнефть»
- •3.8. Обоснование проекта плана добычи нефти игаза
- •3.8.1. Мероприятия по выполнению запланированных норм отбора нефти (на 2004 г.)
- •3.9. Организация и производство буровых работ
- •4. Техника и технология добычи нефти и газа
- •4.1. Фонд скважин и выработка пластов
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •Структура нагнетательного фонда Березовской площади
- •4.2. Сбор и подготовка добываемой продукции
- •4.3. Существующая система ппд
- •4.4. Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин
- •4.4.1. Основные причины неисправности глубинного насосного оборудования
- •4.4.2. Причины формирования аспо на фонде скважин оборудованного шсну Берёзовской площади
- •4.4.3. Осложнения, возникающие при выпадении парафина
- •4.4.4. Применяемые методы борьбы с отложениями парафина в нгду «Альметьевнефть»
- •4.4.5. Мероприятия, направленные на борьбу с отложениями парафина применение скребков – центраторов
- •4.4.6. Обработка скважин растворителями аспо
- •Динамика применения промывок
- •Защитные покрытия
- •Эффективность проводимых мероприятий
- •Динамика подземных ремонтов по причине запарафинивания
- •4.4.7. Обработка призабойной зоны
- •5. Охрана недр и окружающей среды
- •5.1. Мероприятия, направленные на охрану недр и окружающей среды
- •5.2. Основные требования по охране окружающей среды при выполнении наиболее типичных технологических операций на скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами
- •5.2.1. Глушение скважины
- •5.2.2. Подземный ремонт скважины
- •5.2.3. Ремонт скважин, выделяющих сероводород
- •5.2.4. Химическая обработка скважин
- •6. Организация и планирование на предприятии
- •6.1. Организация, управление, учет и контроль производственных процессов на предприятии
- •6.2. Планирование и результаты производственно-хозяйст- венной деятельности
- •7. Научно-исследовательская работа
3.4.2. Нагнетательный фонд
По состоянию на 1.01.2003 г. пробуренный фонд по назначению составил 245 скважин. По фактическому использованию структура нагнетательного фонда представлена в табл. 3.6.
За 2003 год освоено под закачку воды 8 скважин. Все они были переданы из добывающего фонда скважин.
Структура нагнетательного фонда Березовской площади
Таблица 3.7.
Категория скважин |
Количество скважин на |
+, - |
|
1.01.2002 г. |
1.01.2003 г. |
||
Весь нагнетательный фонд |
305 |
323 |
+18 |
Скважины под закачкой |
230 |
252 |
+22 |
Остановлены по технологическим причинам |
36 |
42 |
+6 |
Бездействующий фонд |
38 |
26 |
-12 |
В освоении под закачку |
1 |
3 |
+2 |
3.4.3. Прочие скважины
Количество скважин, входящих в категорию прочих увеличилось за год на 2 единицы и составило 189 единиц, в т.ч. 98 ликвидированных, 15 пьезометрических, 71 возвращенных на другие горизонты, 3 законсервированных и 2 контрольных.
За отчетный год пробурена и введена в эксплуатацию водозаборная по назначению скважина №21794. Скважина №13588 передана в консервацию, скважина №48 – в ликвидацию по техническим причинам, скважина №13448 возвращена на горизонт Д2 на добычу воды для нагнетательного фонда скважин, скважины №№5860, 13415 переданы под закачку воды, а скважина №21520 – из нагнетательного фонда в пьезометр.
3.4.4. Характеристика текущих дебитов
На конец года дебит по нефти составил: по фонтанным – 1,7 т/сут., ЭЦН – 8,2 т/сут., ШГН – 3,6 т/сут., в целом – 5,2 т/сут.; по жидкости соответственно по фонтанным – 6,9 т/сут., ЭЦН – 52,7 т/сут., ШГН – 7,7 т/сут. и в целом по объекту – 22,7 т/сут.
3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
На основе имеющейся геолого-промысловой информации обоснуем исходные данные для расчета технологических показателей. На площади имеется 7 самостоятельных объектов разработки: пласты Д0, «а», «б1», «б2», «б3», «в», «гд», поэтому исходные данные в целом по площади (табл. 3.8.) были распределены на каждый объект с учетом его особенностей и удельной доли в общем процессе добычи.
Исходные данные для расчета технологических показателей разработки
В целом по площади
Таблица 3.8.
Показатели |
Величина |
Первый проектный год |
1952 |
Балансовые запасы нефти Qб, млн. т |
188,8 |
Площадь нефтеносности, м2 |
251,5∙106 |
Средний коэффициент продуктивности Кср, т/(сут·Па) |
0,706∙10-5 |
Зональная неоднородность U2з, ед. |
0,363666 |
Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях μн/μв, ед. |
3,46/1,90 = 1,8211 |
Соотношение плотностей воды и нефти в пластовых условиях ρ= ρв/ρн, ед. |
1,183/0,807 = 1,4665 |
Коэффициент вытеснения нефти водой К2, д. ед. |
0,703 |
Коэффициент эксплуатации скважин ξэ, д. ед. |
0,9 |
Следует отметить, что в процентном отношении доля пластов «б1», «б2», «б3» среди общих технологических показателей примерно одинакова, поэтому эти пласты при расчетах были объеденены в один пласт. Таким образом, расчеты в дальнейшем будут производиться по пяти объектам. Исходные данные каждого из этих эксплуатационных объектов представлены в подразделе 4.2.