Файловый архив студентов. Файловый архив студентов.
1261 вуз, 4607 предмет.
/ Регистрация
FAQ Обратная связь Вопросы и предложения
Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Казахский национальный технический университет им. К. И. Сатпаева
Предмет:
[НЕСОРТИРОВАННОЕ]
Файл:
referattar.kz_255946053.doc
Скачиваний:
173
Добавлен:
13.03.2015
Размер:
1.77 Mб
Скачать
☆
►Содержание►

2.3 Объемы добычи нефти и газа

По состоянию на 01.07.2004г., с учетом добычи нефти за 1995г., по территории ЗАО «ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ» добыто 19.14% от начальных извлекаемых запасов нефти и остаточные извлекаемые запасы составляют 38035.54 тыс.т.

По первому объекту с начала разработки добыто 17.4% от начальных извлекаемых запасов нефти и остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.07.2004г. составляют 11532.3 тыс.т.

По второму объекту с начала разработки добыто 14.81% от начальных извлекаемых запасов нефти. Остаточные извлекаемые запасы по объекту на 01.07.2004г. составили 20690.63 тыс.т.

По третьему объекту разработки остаточные извлекаемые запасы нефти на дату анализа составляют 5715.17 тыс.т, накопленная добыча составила 33.69% от начальных извлекаемых запасов данного объекта.

Четвертый объект. Всего добыто 44.0% от начальных извлекаемых запасов нефти и остаточные извлекаемые запасы на 01.07.2004г. составляют 97.45 тыс.т.

Представление о выработке запасов отдельных горизонтов дает изучение характера перемещения водонефтяных и газонефтяных контактов, степени охвата пластов рабочим агентом (Кох), распределения остаточных запасов нефти.

2.4 Состояние фонда скважин месторождения Кумколь

За счет оптимизации механизированных скважин получено 23798,03тонны дополнительной добычи нефти, что составляет 2,93 %от общей добычи за Iполугодие 2004года.

Всего за Iполугодие 2004года добыто 994,3722тыс. тонн нефти, 1156,7664тыс. тонн жидкости, 84,5458млн. м3газа.

Таблица 2.4.1

№ пп

Наименование

Количество скважин

ОАО «ХКМ»

АО «Тургай-Петролеум»

Bсerо

по м/р

Всего

Объекты

Bсеrо

Объекты

I

II

III

IV

I

II

III

IV

1

Эксплутационный фонд:

213

51

108

44

10

237

15

32

34

1

295

Фонтанный

151

27

89

26

9

25

15

31

33

1

231

Винтовой насос

130

ЭЦН

57

ШГН

61

24

18

18

1

14

-

1

1

-

63

1.1

Действующий фонд

184

48

94

35

7

226

12

32

32

1

261

Фонтанный

138

26

80

25

7

25

12

31

31

1

213

ШГН

46

22

14

10

-

14

-

1

1

-

48

-в работе:

175

45

91

32

7

71

12

28

30

1

246

Фонтанный

135

25

78

25

7

69

12

27

29

1

204

ШГН

40

20

13

7

-

2

-

1

1

-

42

-в простое:

9

3

3

3

-

6

-

4

2

-

15

Фонтанный

3

1

2

-

-

6

-

4

2

-

9

ШГН

6

2

1

3

-

-

-

-

-

-

6

1.2

Бездействующий

23

3

9

9

2

4

10

-

2

-

27

Фонтанный

8

1

5

1

1

4

2

-

2

-

12

ШГН

15

2

4

8

1

-

-

-

-

-

15

1.3

В освоении и обустр-ве

3

-

3

-

-

1

1

-

-

-

4

1.4

Временная консервация

3

-

2

-

1

-

-

-

-

-

3

II

Газовые скв.

2

-

2

-

-

-

-

-

-

-

2

Ш

Наблюдательные

3

2

-

-

1

1

1

-

-

-

4

IV

Водозаборные скв.для ППД.

15

15

-

-

-

6

6

-

-

-

21

V

Разведочные

СКВ.

1

1

-

-

-

15

3

11

1

-

16

Продолжение таблицы 2.4.1

№ пп

Наименование

Количество скважин

ОАО «ХКМ»

АО «Тургай-Петролеум»

Bсerо

по м/р

Всего

Объекты

Bсеrо

Объекты

I

II

III

IV

I

II

III

IV

VI

Ликвидированн ые

3

-

1

-

2

-

-

-

-

-

3

Всего по добывающим скважинам

237

69

111

44

13

104

25

43

35

1

341

2.

Нагнетательный фонд

62

15

34

11

2

20

2

9

7

2

82

2.1

Действующий фонд

44

11

26

6

1

18

2

9

6

1

62

-в работе

44

11

26

6

1

18

2

9

6

1

62

-в простое

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2.2

В бездействии

13

3

5

5

-

-

-

-

-

-

13

2.3

В освоении и обустр-ве

5

1

3

-

1

2

-

-

1

1

7

Всего по месторождению

299

84

145

55

15

124

27

52

42

3

123

Средний уплотненный дебит нефти, в среднем, по месторождению равен 29,8т/сут., жидкости – 36,5т/сут. Обводненность продукции, в среднем, по месторождению за июнь месяц составила 18,4 %.Основные показатели разработки по объектам и месторождению приведены в (таблице № 2.4.2 и 2.4.3)

35скважин или 18,23 %являются малодебитными, то есть суточный дебит нефти по этим скважинам не превышает 10 тонн. 20,8 %или 40скважин работает с дебитом до 20т/сут., в43скважинах (22,4 %)дебит нефти составил до 30т/сут., до 40 т/сут. нефти дают 24скважины (12,5 %),в 16скважинах ( 8,3%)дебит нефти составляет до 50т/сут., до 60т/сут. – 18единиц(9,38 %),до 70т/сут. –нефти имеют 12скважин (6,2 %), 3 скважины или 1,5 %от действующего фонда работает с дебитом до 80т/сут. До 90т/сут. дает 1скважина (0,5 %).

85скважин или 44,27 %от действующего фонда дают безводную нефть. С обводненностью до 20 %работает 25 скважин – 13,02 %,в 30скважинах или 15,6 %обводненность продукции составила до 20 %.Обводненность продукции до 30 %имеет 15скважинах (7,8 %),до 40 % – 8скважин (4,2 %), количество скважин с обводненностью продукции в пределах 50 – 90 %составила 29скважин.

Закачка воды на территории ОАО «ХКМ» производится с одной БКНС: на Iобъекте работает 12скважин, на IIобъекте – 25,на IIIобъекте – 8и на IVобъекте – 1скважина.

За Iполугодие в пласт закачано 1014,581м3 воды. В целом приемистость одной скважины в среднем, по месторождению составляет 131мз/сут. Текущая компенсация по месторождению равна 70,5 %(таблица № 5).

За 6 месяцев текущего года силами бригады ГДИС ЦДНГ замерены пластовые и забойные давления добывающих и нагнетательных скважин. Среднее значение пластового давления за июнь месяц по Iобъекту разработки составляет 10,1 МПа, по IIобъекту – 10,63МПа, по Ш объекту – 11,62МПа, по IVобъекту – 11,14МПа.

Таблица 2.4.2 - Основные показатели по добывающим скважинам по объектам и месторождению за 2003г.

Показатели

Объекты

Всего

по м/р

I

II

III

IV

Добыча нефти тыс.т

655,58

839,85

224,20

58,65

1788,31

Добыча воды тыс.т

189,65

61,01

21,11

0,41

272,18

Добыча жидкости тыс.т

855,23

900,86

245,32

59,06

2060,49

Обводненность %

22,2

6,8

8,6

0,7

13,2

Добыча газа тыс.м3

6655,9

99884

25132,6

6975

138648,5

Ср.упл дебит нефти т/сут

44,4

26,3

20,3

21,14

29,5

Ср.упл дебит жид-ти т/сут

57,1

28,2

22,3

21,5

33,9

Время эксплуат.доб.скв сут

14988

31946

11024

2743

60701

коа-во экспА.нефт скв. ед.

51

108

44

10

213

Кол-во добыв, нефт скв ед.

48

94

35

7

184

Темп отбора от извл.зап. %

5,4

5,2

2,8

12,7

4,8

Степень выраб.запасов %

32,7

22,4

18,8

27,8

25,5

Коэф.нефтеотдачи доли ед

18,5

13,6

11

8,3

14,8

Накопл добыча нефти тыс.т

5682,5

4420,5

1791,7

155,9

12050,8

Накопл добыча воды тыс.т

653,66

194,76

103,05

0,45

951,89

Накопл добыча жидк тыс.т

6336,2

4615,3

1894,8

156,3

13002,7

Накопл добыча газа тыс.м3

56,8

574,31

227,7

23,2

882,1

Обвод-ть с нач разраб %

10,3

4,2

5,4

0,3

7,3

Таблица 2.4.3 - Основные показатели по нагнетательным скважинам по объектам и месторождению за 2003г.

Показатели

Объекты

Всего по м/р

I

II

III

IV

Закачка воды тыс.м3

671,4

1204,8

407,7

71,7

2355,7

Компенсация %

76,4

96,8

125,9

81,3

92,9

Кол-во экспл. нагнет скв ед

15

34

11

2

62

Кол-во действ, нагнет скв ед

11

26

6

1

44

Время экспл.нагнет скв дней

4329

9078

2689

358

16545

Ср. приемистость одной скв

мэ/сут

155

133

152

200

143

Накопленная закачка воды тыс.м3

5007,8

4554,2

1676,2

86

11324

Компенсация с нач. разработки %

76,6

70,9

66,5

36,8

72

Таблица 2.4.4 - Динамика основных показателей месторождения

Кумколь Iобъект

Годы

Добыча нефти тыс.т

Добыча жидкости тыс.т

Обводненность %

Закачка рабочих агентов млн.м3

проект.

факт.

проект.

факт.

проект.

факт.

проект.

факт.

1997

111,9

244,3

113,8

244,3

1,7

0

170,9

0

1998

332,7

519,09

344,4

528,26

3,4

1,7

515,3

140,2

1999

585,7

723,06

625,5

743,14

6,4

2,7

930,1

475,8

2000

725,6

918,28

800,6

953,3

9,4

3,7

1183,1

995,11

2001

867,6

965,14

985,1

1050,14

11,9

8,1

1448,1

1019,17

2002

961,8

857,52

1128

1019,47

14,7

15,9

1648,5

895,68

2003

970,1

789,58

1181,8

942,37

17,9

16,2

1715,6

810,35

2004

981,8

665,58

1238,3

855,24

20,7

21,9

1787

671,49

7мес 2004

478,51

370,3

707,53

515,81

32,4

28,2

1002,2

307,39

Таблица 2.4.5 - Динамика фонда скважин

Iобъект

Годы

Фонд добыв.

Скважин

Фонд нагнет.

Скважин

1997

35

25

7

0

1998

52

28

10

5

1999

65

30

18

5

2000

78

37

26

4

2001

90

38

34

8

2002

95

45

38

10

2003

100

49

41

11

2004

105

47

44

12

7 мес. 2004

51

49

12

12

Таблица 2.4.6 - Распределение добывающих скважин I объекта разработки по дебитам нефти

Дебит нефти, т/сут

Способ экспл. и кол-во СКВ.

№№ скважин

фонт ШГН

до 10

фонтан.

ШГН

1023

8р, 131,145,1012,1013,1014

1

7

до 20

фонтан.

ШГН

–

135,332,431,1024,1028

–

5

до 30

фонтан.

ШГН

6р,141,1019

137,1007

2

3

до 40

фонтан.

ШГН

1015,1018

133,139,1004

2

3

до 50

фонтан.

ШГН

Зр,10р,144,1031,3018

134,149

5

2

до 60

фонтан.

ШГН

146,148,1016,1020,1027 130,1010

5

2

до70

фонтан.

ШГН

9р,132,136,140,142,1005, 1011,1030

–

8

–

до 80

фонтан.

ШГН

1006,1026

138

2

1

до 90

фонтан.

ШГН

–

–

–

–

Итого

48

в т.ч.фонтан

26

ШГН

22

На Iобъекте проведены 34замера пластовых давлений по28скважинам и 66замеров забойных давлений по 38 скважинам.

Сопоставление среднеарифметического значения пластовых давлений по скважинам, замеренных в 1полугодии2004года с данными на конец 2003 года показывает снижение давления в следующих скважинах:

Таблица 2.4.7

№№

СКВ.

Пластовое давление Мпа

Отклонение Мпа

2003 г

1 полугодие 2004г

Снижение пластового давления

9р

10,25

9,6

-0,65

1023

10,32

10,1

-0,22

3018

10,22

9,49

-0,73

Юр

10,41

10,14

-0,27

Повышение пластового давления

24р

10,44

10,48

+0,04

148

9,73

10,08

+0,35

336

8,96

10,08

+1,12

1025

10,26

10,34

+0,08

ЮЗн

11,13

11,58

+0,45

Снижение пластового давления на 1.07.2004г. на западной части залежи наблюдается в скв. №9р, 1023, 3018,что, видимо, связано с недостаточным объемом закачки в нагнетательную скважину № 1025.

В северо-восточной части залежи снижение Рпл произошли в скв. №10р. На скважину 10р закачка не оказывает влияния, так как она находится в третьем ряду от нагнетательной скважины № 103.

На поддержание пластового давления в скважинах № 1005и 1006должны оказывать влияние нагнетательные скважины № 1002, 1009,но в нагнетателную скв. № 1009 закачивается недостаточный объем технической воды.

В целом по месторождению недостаточный объем закачки наблюдается в нагнетательных скважинах 24, 101, 102, 103, 1008, 1009, 1025.Из них скв. № 1008работает в циклическом режиме. В остальных скважинах № 24, 101, 102, 103, 1009, 1025необходимо увеличить объем закачиваемых вод.

За Iполугодие текущего года недобор добычи нефти по I объекту насчитывает 89.85тыс. т. Одной из причин отставания отборов от проектных показателей является не соответствие количества добывающих скважин против проекта. По Iобъекту количество эксплуатационного фонда фактически меньше на 14 ед. от проектного, а фактический действующий фонд скважин меньше на 3ед. от проекта.

Следующим фактором является:

-снижение пластового давления;

-низкий коэффициент компенсации отборов закачкой. За Iполугодие дефицит закачки по 1объекту составил 282,8 тыс.м3.

Одним из факторов не позволяющим достижения проектных уровней компенсации является отставание начала закачки от отборов (закачка начата через 1.5года после ввода месторождения в разработку).

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]
Помощь Обратная связь Вопросы и предложения Пользовательское соглашение Политика конфиденциальности