Предыдущая страница реферата | 1  2  3  4  5  6  7  8  9  10 | Следующая страница реферата

Дебиты нефтяных скважин по горизонтам монотонно снижаются и в целом по месторождения за последние 5 лет (1990-1995 года) снизились с 7,4 до 3,6 тонн/сутки, то есть в 2 раза. Дебиты жидкости уменьшились также в 2 раза
(с 16,5 до 8,7 тонн/сутки). Надо отметить, что существующие уровни отбора жидкости из скважин ниже возможностей работы пласта. Снижение дебитов, как показывает анализ связано в основном со снижением продуктивности скважин и несоблюдении техники и технологии добычи нефти.

Давление нагнетания. Согласно анализу динамика давления нагнетания по всем горизонтам снижается с 12 МПа в 1989 году до 10,1 МПа в 1995 году при проектных 15-17 МПа . Как видно, проектные давления нагнетания не реализованы - фактически давление нагнетания меньше проектных на 5-7 МПа.
Приемистость нагнетательных скважин монотонно уменьшается и в целом по месторождению за последние 7 лет ( 1988-1995 года) снизились в 2 раза: с
225 до 105 м3/сутки.

Таким образом, технология заводнения на месторождении осуществляется в недостаточной степени - не реализована еще согласно проекту единая и стабильно действующая система заводнения. Требования проекта разработки по давлению нагнетания не выполняются , фактическое давление нагнетания (9-11
МПа) не достаточно для эффективного воздействия и вовлечения запасов в разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно-профилактические работы по поддержанию и стабилизации технологических режимов работы нагнетательных скважин и работоспособности фонда в целом.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки за последние
10 лет за 1986-1995 года по месторождению в целом и по объектам
(горизонтам) приводится в таблице 2,2,1,-2,2,12, и на рисунке 2,2,1,-
2,2,15,

Как видно, на 01,01,96 год из месторождения добыто нефти 55,146 миллионов тонн при проектной 59,59 и жидкости 93,937 миллионов тонн ( по проекту 107,5). Отобрано 120 % извлекаемых запасов нефти месторождения.
Текущий коэффициент нефтеотдачи 15% ( по проекту 16,2 ). Закачано воды в пласт 139,669 миллионов м3 (по проекту 124,229 ). Компенсация отборов закачкой с начала разработки - 109 %. Фонд добывающих скважин составляет
923 единицы; в том числе 654 действующих. 267 в бездействии. Нагнетательный фонд составляет 318 скважин, в том числе 230 действующих.

Сравнение динамики добычи с начала реализации проекта показывает, что фактическая добыча нефти по месторождению в первые 5 лет после проекта -
1984-1986 года соответствует проектной величине с некоторым превышением, а в 1989 году фактические и проектные уровни добычи нефти выравниваются.
Затем, начиная с 1990 года происходит постепенное падение добычи нефти и соответственно появляется расхождение с проектом, которое со временем увеличивается с 8 до 76% ( 1995 год ). Темпы падения добычи нефти в последние годы достигли 17-21 %.

Как показывает анализ, причины снижения добычи нефти по всем объектам аналогичны и имеют общую характеристику для месторождения в целом.
Основными из них являются :

. Неуклонное уменьшение количества действующих скважин против проекта

. Недобор проектных объемов жидкости

. Ухудшение состояния фонда и системы ППД

. Обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений и снижением продуктивности пластов

. Неуклонное снижение объемов и количества реализаций ГТМ против усложнений в добыче, отсутствие профилактических мер и, как следствие увеличение фонда малодебитных скважин и уменьшение действующего фонда

. Материально-техническая необеспеченность НГДУ в последние годы, что непосредственно отражается на состоянии фонда скважин.

Среднедействующий фонд добывающих скважин в 1995 году составил 602 единицы, что в 1,5 раза меньше проекта. Коэффициент использования фонда добывающих скважин за год составил 0,65 против 0,90 по проекту, нагнетательных - 0,71 ( против 0,90 ). Коэффициент эксплуатации добывающих
- 0,84, нагнетательных - 0,85 против 0,92 по проекту. Надо отметить особенное интенсивное увеличение бездействующего фонда в последние два года, для прекращения которого требуется дополнительные мощности служб
КРС и ПРС.

Уменьшение фонда скважин против проекта связано также и недостаточным количеством бурения новых скважин. За период 1989-1995 годов пробурено по проекту 145 скважин, в том числе 67 добывающих и 78 нагнетательных из 583 запроектированных ( 426 добывающих + 162 нагнетательных ).

Представляет интерес результаты бурения новых скважин. С этой целью проанализированы показатели всех пробуренных за последние 5 лет (1991-1995 годы) 206 новых добывающих скважин с начала их эксплуатации. Из них в действующем фонде 1995 года находилось 152 скважины ( 23 % фонда ), из которых было добыто 202 тысячи тонн нефти, что составляет 30% годовой добычи.

Аналогичный анализ динамики добычи за 1991-1994 годы также показал, что бурение новых скважин является эффективным мероприятием. Показательно в этом отношении, что фактические добычи нефти новых скважин и добыча по ним соответствуют или выше проектных величин за весь послепроектный период -
1984-1995 годы.

Одной из основных причин снижения добычи нефти и расхождения проектных и фактических показателей является недобор жидкости в недостаточном количестве. Так, например если в 1984-1989 годах рост годовой добычи нефти с 1,2 до 1,8 миллионов тонн достигнут в результате обеспечения отборов жидкости с 2,6 до 4,33 миллионов тонн/год, то снижение отбора жидкости до 3,2 ( на 26% )миллионов тонн в 1991 году привело к падению добычи нефти до 1,51 (16%) миллионов тонн, а в 1993 году - на 40% и так далее. В итоге добыча жидкости в 1995 году снизилась против уровня 1989 года в 2,7 раза, а нефти в 2,68 раза ( смотрите таблицу 2.1.).

Недобор объемов жидкости в свою очередь связан со снижением дебитов и стабильным ухудшения состояния фонда скважин. Надо отметить, что существующие уровни отбора жидкости из скважин - небольшие и ниже возможностей работы пласта. Около 9/10 фонда работает с дебитами жидкости до 10 тонн/сутки. Текущий средний дебит скважин составил 3,6 тонн/сутки по нефти и 8,7 тонн/сутки по жидкости. Дебиты скважин как по нефти, так и по жидкости монотонно снижаются и за последние 5 лет снизились в 2 раза.
Уменьшение средних дебитов происходит за счет роста малодебитного фонда, что стало типичным для месторождения.

Такое положение связано прежде всего с недостатком ремонтно - профилактических мер для поддержании режима работы фонда и контроля за состоянием скважин. Об этом свидетельствует анализ МДФ скважин, где показано, что отсутствует ГТМ по регулярной очистке забоев и разработки скважин для сохранения начальной продуктивности, особенно в период обводнения и отложений солей и АСПО в призабойной зоне является основной причиной образования МДФ из первоначально высокодебитных скважин.
Количество таких скважин на дату анализа составляет 40% действующего фонда.
Снижение дебитов связано в основном со снижение продуктивности скважин и несоблюдением техники и технологии добычи нефти.

Планово-предупредительные работы имеют очень важное значение для фонда скважин такого месторождения как Жетыбай, характеризующегося низкими дебитами, большими глубинами залегания пластов , высокопарафинистой нефтью и другими осложняющими факторами и в итоге большей вероятности срыва добычи.

Следующая причина снижения добычи нефти связана с недостатками реализации проектной системы ППД в плане создания на месторождении единой, стабильно и долговременно действующей системы заводнения. Процесс заводнения на месторождении осуществляется недостаточно активно. Закачка воды производится неравномерно по площади из-за деформированности самостоятельных ячеек скважин в единую систему со взаимодействующими зонами отбора и закачки. Работы по регулированию приемистости и селективному воздействию в условиях межпластового строения залежей для снижения производительности заводненных пластов и других целей производится в недостаточном количестве.

Требование проекта по давлению нагнетания не выполняется, хотя объемы закачки превышают проектные. Давление нагнетается по проекту - 17-20 МПа , а фактические величины Р наг - 8-11 МПа, что недостаточно для интенсивного воздействия на средне- и низко продуктивные пласты. Кроме того, увеличение давления нагнетания при существующем техническом состоянии системы ППД
(частые порывы водоводов, нарушение эксплуатации колонны и другие) трудно реализовать.

В результате снижается эффективность системы ППД, снижается забойное давление значительно ниже Р нас в добывающих скважинах, нарушается равновесие пластовых флюидов, что приводит к загрязнению внутризабойной зоны АСПО и снижению продуктивности пластов.. У увеличивается также фонд нагнетательных скважин с низкой приемистостью, как за счет загрязнения забоев, так и за счет разбуривания зон с НПК.

Текущие показатели разработки месторождения в целом значительно отличаются от проектных, что обусловлено влиянием комплекса факторов и главным образом технического характера.

Рекомендуем скачать другие рефераты по теме: медицинские рефераты, реферат экономическое развитие.





Предыдущая страница реферата | 1  2  3  4  5  6  7  8  9  10 | Следующая страница реферата