Семя – орган полового размножения и расселения растений: наружи у семян имеется плотный покров – кожура...
Историки об Елизавете Петровне: Елизавета попала между двумя встречными культурными течениями, воспитывалась среди новых европейских веяний и преданий...
Топ:
Теоретическая значимость работы: Описание теоретической значимости (ценности) результатов исследования должно присутствовать во введении...
Определение места расположения распределительного центра: Фирма реализует продукцию на рынках сбыта и имеет постоянных поставщиков в разных регионах. Увеличение объема продаж...
Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов...
Интересное:
Инженерная защита территорий, зданий и сооружений от опасных геологических процессов: Изучение оползневых явлений, оценка устойчивости склонов и проектирование противооползневых сооружений — актуальнейшие задачи, стоящие перед отечественными...
Искусственное повышение поверхности территории: Варианты искусственного повышения поверхности территории необходимо выбирать на основе анализа следующих характеристик защищаемой территории...
Отражение на счетах бухгалтерского учета процесса приобретения: Процесс заготовления представляет систему экономических событий, включающих приобретение организацией у поставщиков сырья...
Дисциплины:
2021-12-11 | 44 |
5.00
из
|
Заказать работу |
|
|
На месторождении Северные Нуралы было пробурено 11 скважин. Из них: 2 скважины №3-Н и 18-Н ликвидированные по техническим и геологическим причинам, 9 скважин: №№1, 2, 3, 4, 6, 7, 8, 9, 10 - находились в консервации.
За период пробной эксплуатации фонд скважин увеличился до 17 единиц за счет ввода из бурения 6-ти новых скважин (№№ 11, 12, 13, 14, 116, 133), которые уточнили геологическое строение залежи месторождения Северный Нуралы. В таблице 3.1.1 приведена характеристика фонда скважин месторождения по состоянию на 01.01.2013 г.
Таблица 3.1.1 - Месторождение Северный Нуралы. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2009 г.
Характеристика фонда скважин | горизонт J2ds | |
количество скважин | № скважины | |
Фонд добывающих скважин | 13 | |
Действующих фонтанных | 9 | 2, 3, 4, 7, 9, 10, 12, 116, 133 |
В консервации | 4 | 1, 6, 8, 11 |
Ликвидированные | 4 | 13, 14, 3-Н, 8-Н |
Всего пробурено: | 17 |
Из 6-ти новых скважин разведочные скважины №№ 13 и 14 были ликвидированы по геологическим причинам без спуска эксплуатационной колонны, т.к. по данным ГИС в скважине №13 выделенные коллекторы водонасыщены, а в разрезе скважины №14 продуктивные пласты заглинизированы. На 01.01.09 фонд добывающих скважин составил 13 единиц, из них 9 скважин - действующие. Скважины №№ 12, 116 и 133 были введены в пробную эксплуатацию из бурения и 6 скважин: №№ 2, 3, 4, 7, 9 и 10 - из консервации.
Пробная эксплуатация осуществляется на режиме истощения - растворенного газа.
Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам нефти и жидкости по состоянию на 01.01.09 приведено в таблице 3.1.2.
Таблица 3.1.2 - Месторождение Северный Нуралы. Распределение скважин по дебиту нефти и обводненности по состоянию на 01.01.2013 г.
|
Диапазон изменения обводненности, % | Распределение скважин (№ скв.) по диапазонам дебитов нефти, т/сут | Итого, кол. - во скважин | |||
5-10 | 10-20 | 20-50 | >50 | ||
до 2 | 3 | 7 | 116 | 2, 12 | 5 |
2-10 | 10 | 9 | 4 | 3 | |
10-20 | 133 | 1 | |||
Итого, количество | 3 | 2 | 1 | 3 | 9 |
Как видно из таблицы 3.1.2, по состоянию на 01.01.09, скважин, работавших с дебитом нефти до 10 т/сут насчитывалось 3 единицы (33%), с дебитом 10-20 т/сут - 2 скважины (22%), 20-50 т/сут - 1 скважина (11%). С дебитом нефти более 50 т/сут работали 3 скважины (№№ 2, 4,12), что составляет 33% от всего фонда действующих добывающих скважин на месторождении.
Максимальный дебит нефти на анализируемый период отмечается в скважине №12, он составил 131.8 т/сут, минимальный - в скважине №10, он составил 5.9 т/сут.
Большинство скважин - 5 единиц (56%) работали с обводненностью нефти меньше 2%. Скважин, работавших с обводненностью нефти 2-10%, насчитывалось 3 (33%) и 1 скважина (11%) работала с обводненностью нефти 15.1%.
Ниже приведена характеристика работы скважин месторождения Северный Нуралы за 9 месяцев пробной эксплуатации.
Скважина №2. Скважина №2 введена в пробную эксплуатацию из консервации 27.04.2008 г. График её работы приведен на рисунке 3.1.1.
Рисунок 3.1.1 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №2
Скважина №2 за анализируемый период работала с коэффициентом эксплуатации равным 0.9.
За период пробной эксплуатации дебит нефти скважины изменялся в пределах 50.8 - 141.2 т/сут и по состоянию на 01.01.09 составлял 113.9 т/сут. Газовый фактор увеличился с 111 до 338 м3/т. Обводненность нефти на протяжении 8 месяцев составляла 0.1%, а в декабре увеличилась до 0.9%. Максимальное количество нефти из скважины №2 было отобрано в июне (4.2 тыс. т), затем объемы добычи нефти постепенно уменьшились до 2.8 тыс. т в декабре. За анализируемый период из скважины добыли 27.6 тыс. т нефти и 27.7 тыс. т жидкости, 7.19 млн. м3 попутного газа, газовый фактор составил 260 м3/т.
Скважина №3. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в сентябре 2008 г. График работы скважины №3 приведён на рисунке 3.1.2.
|
Рисунок 3.1.2 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №3
В течение 4-х месяцев работы дебит нефти скважины №3 уменьшился с 18.1 до 8.1 т/сут, дебит жидкости - с 18.3 до 8.2 т/сут, обводненность нефти изменялась в пределах от 1% до 4.5%, газовый фактор уменьшился с 377 до 204 м3/т. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.8 д. ед.
За период пробной эксплуатации из скважины добыли 0.87 тыс. т нефти, 0.89 тыс. т жидкости, попутного газа - 0.29 млн. м3.
Скважина №4. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в начале мая 2008 г. График работы скважины №4 приведён на рисунке 3.1.3.
Рисунок 3.1.3 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №4
Дебит нефти изменялся в пределах от 29.5 до 94.6 т/сут, составив на 01.01.09 94.6 т/сут. Хороший эффект дало проведение ГТМ на скважине в сентябре 2008 г. (обработка НКТ горячей водой и нефтью), в результате дебит нефти увеличился с 29.5 до 94.6 т/сут. Обводненность нефти изменялась в пределах 0.6-2.4%, газовый фактор - от 125 до 449 м3/т, составив на дату анализа 346 м3/т.
За период пробной эксплуатации из скважины №4 добыли 10.9 тыс. т нефти, 11.1 тыс. т жидкости, газа - 3.42 млн. м3.
Скважина №7. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в августе 2008 г. График работы скважины №7 приведён на рисунке 3.1.4.
Из рисунка видно, что с начала ввода скважины №7 в пробную эксплуатацию дебит нефти уменьшился с 14.8 до 6.0 т/сут и на конец анализируемого периода составил 10.5 т/сут. Обводненность нефти изменялась в пределах 0.1-0.8%, газовый фактор увеличился с 465 до 1017 м3/т.
Всего за анализируемый период из скважины добыли 0.67 тыс. т нефти, 0.68 тыс. т жидкости, 0.57 млн. м3 газа. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.5 д. ед.
Скважина №9. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в августе 2008 г. График работы скважины №9 приведён на рисунке 3.1.5.
Из рисунка видно, что с начала ввода скважины №9 в пробную эксплуатацию дебит нефти уменьшился с 36 до 12.4 т/сут, на конец анализируемого периода дебит нефти составил 13.3 т/сут.
Рисунок 3.1.4 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №7
Рисунок 3.1.5 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №9
Обводненность нефти изменялась в пределах 1.1-5.6%, газовый фактор в пределах 385-1320 м3/т. Из скважины №9 добыли 1.41 тыс. т нефти, 1.45 тыс. т жидкости и 0.84 млн. м3 газа. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.7 д. ед.
|
Скважина №10. Введена в пробную эксплуатацию из консервации в конце мая 2008 г. График работы скважины №10 приведён на рисунке 3.1.6.
Рисунок 3.1.6 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №10
За рассматриваемый период наблюдается уменьшение дебита нефти с 17.1 до 5.9 т/сут. Обводненность продукции изменялась в пределах 0.1-3.1%, газовый фактор - от 232 до 466 м3/т, составив в декабре 2008 г.395 м3/т.
За период пробной эксплуатации из скважины добыли 1.06 тыс. т нефти, 1.07 тыс. т жидкости и 0.4 млн. м3 газа. Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.7 д. ед.
Скважина №12. Введена в пробную эксплуатацию из бурения в мае 2008 г. График работы скважины №12 приведён на рисунке 3.1.7.
Из рисунка видно, что дебит нефти скважины изменялся в пределах: 63.3-166.7 т/сут, составив на конец анализируемого периода 131.8 т/сут. Обводненность нефти изменялась в пределах 0.1-0.4%, газовый фактор увеличивался с 153 до 410 м3/т, в декабре составил 270 м3/т.
Скважина работала с коэффициентом эксплуатации 0.9 д. ед. За период пробной эксплуатации из скважины добыли 20.5 тыс. т нефти, 20.6 тыс. т жидкости и 6.95 млн. м3 газа.
Рисунок 3.1.7 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №12
Скважина №116. Введена в пробную эксплуатацию из бурения в конце мая 2008 г. График работы скважины №116 приведён на рисунке 3.1.8.
Дебит нефти скважины №116 изменялся от 36.1 до 55.5 т/сут, составив в декабре 2008 г.32.1 т/сут. Обводненность продукции изменялась в пределах 0.1-0.7%, газовый фактор увеличился с 275 до 391 м3/т, а в декабре уменьшился до 201 м3/т.
Коэффициент эксплуатации скважины составил 0.7 д. ед. За анализируемый период из скважины было добыто 6.04 тыс. т нефти, 6.06 тыс. т жидкости и 1.96 млн. м3 газа.
Рисунок 3.1.8 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №116
Скважина №133. Введена в пробную эксплуатацию из бурения после проведения ГРП в сентябре 2008 г. График работы скважины №133 приведён на рисунке 3.1.9.
Рисунок 3.1.9 - Месторождение Северный Нуралы. Показатели работы скважины №133
|
В сентябре 2008 г. скважина №133 отработала 2 суток с дебитом нефти 3.4 т/сут, обводненностю 0.2% и газовым фактором - 9054 м3/т, после чего была остановлена (высокий газовый фактор, отсутствие обустройства скважины). В декабре скважина вновь была введена в эксплуатацию с дебитом нефти 8.3 т/сут и обводенностью 15.1%, газовый фактор уменьшился до 2544 м3/т.
За рассматриваемый период из скважины отобрали 0.12 тыс. т нефти, 0.14 тыс. т жидкости и 0.34 млн. м3 газа.
Таким образом, самой высокодебитной скважиной за период пробной эксплуатации была скважина №12, средний дебит нефти которой составил 112.7 т/сут, малодебитной была скважина №10, которая работала со средним дебитом нефти 6.1 т/сут.
|
|
Историки об Елизавете Петровне: Елизавета попала между двумя встречными культурными течениями, воспитывалась среди новых европейских веяний и преданий...
Автоматическое растормаживание колес: Тормозные устройства колес предназначены для уменьшения длины пробега и улучшения маневрирования ВС при...
Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого...
Эмиссия газов от очистных сооружений канализации: В последние годы внимание мирового сообщества сосредоточено на экологических проблемах...
© cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!