Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Южно-Шапкинское месторождение, залежь II

Показатели	2003 год
	проект	факт
Добыча нефти всего, тыс.т	748	388,6
Эксплуатационное бурение, тыс.м	27	13,5
Ввод новых добывающих скважин всего, шт. кроме того из капремонта	11 1	11 2
Фонд добывающих скважин на конец года, шт.	12	13
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.	0	0
Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут.	577,1	244,6
Сред. обводнённость продукции действующего фонда скважин, %	1,06	1,6
Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут.	571,0	240,7
Средняя приемистость нагнетательных скважин, м3/сут	0	0
Отбор жидкости всего, тыс.т	756	394,9
Отбор жидкости с начала разработки, тыс.т	756	411,0
Добыча нефти с начала разработки, тыс.т	748	404,7
Закачка рабочего агента, тыс.м3	0	0

3. Оценка эффективности различных способов добычи нефти и газа на южно-шапкинском месторождении

Задачей данной главы является оценка технических возможностей реализации проектных показателей разработки и определение отсутствия (или наличия) радикальных осложнений, требующих специальных проектно-технологических решений.

В соответствии с этим, рекомендации по применению оборудования, материалов и технологии не являются обязательными, а носят характер примеров обеспечения этой реализации и могут быть уточнены в процессе составления проекта обустройства месторождения или эксплуатации конкретной скважины с учетом актуальной ситуации.

Концепция системы добычи продукции соответствует общим принципам обустройства:

• обеспечение проектных дебитов скважин;

• максимальная надежность работы;

• минимизация трудозатрат и создание максимально возможных комфортных условий работы обслуживающего персонала непосредственно на скважинах;

• экологическая безопасность;

• минимизация затрат на строительство и функционирование системы.

Рекомендации и расчеты по применению оборудования и технологических процессов базируются на показателях разработки на период до 30 лет, исходя из тех соображений, что за этот срок будут разработаны новые технологии добычи, существующая техника амортизируется и будет заменена более прогрессивной.

3.1. Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей эксплуатации скважин

Способы подъема жидкости из скважин, параметры и технологический режим работы добывающего оборудования рекомендуются на основе анализа комплекса условий эксплуатации:

• динамика дебита, обводненности, газового фактора продукции, проектного забойного и устьевого (буферного) давления;

• конструкция скважин – диаметр эксплуатационной колонны, кривизна профиля ствола;

• физико-химические свойства продукции – нефти, газа, воды – температура, вязкость, минерализация, содержание механических примесей, коррозионных агентов, смол и парафинов;

• оценка возможности возникновения осложнений – выпадение смол, парафина, гидратов, солей при изменении термобарических условий в потоке продукции при движении его от забоя к устью;

• неформализуемые условия – природно-климатические факторы, наличие инфраструктуры, ремонтно-эксплуатационных баз, персонала с опытом работы с тем или иным оборудованием, реагентами и технологиями и т.п.

Для определения рациональных способов эксплуатации проведены расчеты по подъему продукции из скважин. Для расчетов процессов в стволе скважины, приняты параметры продукции в соответствии с материалами принятыми при проектировании гидродинамических процессов в пласте.

Принятые согласованные с показателями разработки по рекомендуемому варианту исходные данные приведены в табл. 3.1

Таблица 3.1

Исходные данные для обоснования способов эксплуатации

Параметр	Размерность	Объект разработки
		II	III	IV
Расчетная глубина*	м	1920	1730	1660
Расчетный диапазон дебитов жидкости	м3/сут.	100 - 1000
Расчетное пластовое давление	МПа	20	18.5	17.5
Расчетное забойное давление доб. скв.	МПа	18.5	17	16
Расчетное устьевое давление нагн. скв.	МПа	15
Расчетное устьевое (буферное) давление доб. скв.	МПа	1.2-1.5
Обводненность продукции	доли ед.	0,01-0,98
Расчетный диапазон коэффициентов продуктивности	м3/сут.*МПа	66.7 - 667

* к этой глубине приводятся пластовые и забойные давления в скважинах.

Оценка диапазона коэффициента продуктивности сделана исходя из расчетных величин депрессии 1.5 МПа и диапазона дебитов 100 – 1000 м³/сут.