- •Введение
- •1. Геологический раздел
- •1.1 Общие сведения о месторождении
- •1.2 Геолого-физическая характеристика Тульский горизонт Пласт Тл2-а
- •Бобриковский горизонт Пласт Бб
- •Радаевский горизонт Пласт Мл
- •1.3Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
- •Пласт Тл2-а
- •Пласт Бб
- •1.4 Физико химические свойства нефти, газа,воды
- •1.4.1 Физические свойства и химический состав пластовой нефти и газа
- •Пласт Мл
- •1.4.2 Физические свойства и химический состав подземных вод
- •1.5 Запасы нефти, газа,
- •1.6Осложняющие факторы геологического строения разреза на данном месторождении.
- •2.Технологический раздел
- •2.1 Текущее состояние разработки нефтяного месторождения
- •2.2 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения
- •2.2.1.Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки
- •2.2.2. Анализ состояния фонда скважин
- •Обобщённая характеристика технологических режимов работы скважин
- •2.2.4. Анализ примененных на Юрчукском месторождении
- •2.2.4.Анализ выработки запасов нефти
- •2.2.5. Анализ эффективности реализуемой системы разработки
- •2.3.Выбор и обоснование (совершенствования) проектируемого технического решения для увеличения нефтеотдачи пластов
- •Требования к техническому состоянию скважин
- •2.5. Определение технологической эффективности при реализации технического решения
- •2.5.1Требования к выбору скважин для бурения боковых стволов
- •2.5.2 Подготовительные работы к бурению боковых стволов
- •2.5.3 Технология зарезки боковых стволов
- •2.5.4 Технология вскрытия продуктивного пласта
- •2.5.5 Заканчивание скважин
- •3.Экономический раздел
- •3.1.Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения
- •3.2.Исходные данные для расчета экономических показателей проекта
- •4 Безопасность жизнедеятельности
- •4.1. Введение
- •4.2. Анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на оператора на буровой площадке
- •4.2.1. Повышенное значение напряжения в электрической цепи
- •4.2.2. Повышенная загазованность воздуха
- •4.2.3. Повышенный уровень шума
- •4.2.4. Повышенный уровень вибрации
- •4.3. Анализ методики оценки безопасности рабочего места оператора на буровой установке
- •4.4. Оценка безопасности рабочего места оператора буровой установки
- •4.4.1. Определение действующего значения напряжения в электрической цепи, замыкание которого может произойти через тело человека
- •4.4.2. Повышенная вибрация
- •4.4.3. Повышенный уровень шума
- •4.4.4. Разрушающие конструкции
- •4.5. Инженерные расчеты такелажной скобы
- •4.6. Заключение
- •Список литературы
2.2.1.Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки
Годовые отборы нефти за 2008-2011 гг. ниже проектного уровня на 1,6 % - 11,5 % соответственно, при этом действующий фонд добывающих скважин в 2008 г. выше проектного на 2 единицы, а в 2009 – 2011 ниже на 3 – 4 единицы (табл. 4.4.1). По добыче жидкости отмечается превышение проектных уровней за период 2008-2009 г. на 4,6 –19,2 % (максимум достигнут в 2008 г., факт – 450,4 т/сут, проект – 378,0 т/сут). В 2010 – 2011 гг. фактическая добыча жидкости была практически равна проектной.
Среднесуточные дебиты скважин по нефти за 2008 - 2011 гг. ниже проектных значений на 8,1 – 16,8 %.
Фактический годовой уровень закачки в 2008 г. выше проектного на 7,2 % (проект – 413,3 тыс.м3, факт – 443,0 тыс.м3) вследствие более высокой приемистости нагнетательных скважин. В 2009-2011 гг. фактический показатель закачки меньше проектного на 8,0-15,9 %, что связано с меньшим действующим фондом нагнетательных скважин (факт – 8 ед., проект – 9 ед).
На 01.01.2013 г. действующий фонд добывающих скважин меньше проектного значения на 1 единицу (45 – проект, 43 - факт)
За 2012 г. уровни добычи нефти и жидкости выше проектных на 0,1 % и 4,1 % соответственно. Накопленные показатели по добыче нефти и жидкости находятся на проектном уровне (расхождение не превышает 2 %). Прогнозный уровень закачки воды ниже проектного на 28,3 %, действующий нагнетательный фонд меньше проектного на 1 скважину. По состоянию на 01.01.2013 г. текущий КИН составляет 0,453 д.ед. при утвержденном 0,455 д.ед.
В целом расхождение в проектных и фактических показателях разработки объекта Тл-Бб находится в допустимых пределах, утвержденных ЦКР (+/- 20%), следовательно, можно сделать вывод об адекватности проектных решений.
Таблица 4.4.1 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки. |
|
|
|
|
|||||||||
Юрчукское месторождение. Объект Тл-Бб. |
|
|
|
|
|||||||||
№ |
Показатели |
ед.изм. |
2010 |
2011 |
2012 |
||||||||
п/п |
|
|
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
|||||
1 |
2 |
3 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
|||||
1 |
годовая добыча нефти, всего |
тыс.т |
200,7 |
177,6 |
189,5 |
171,4 |
178,6 |
178,8 |
|||||
2 |
фонд добывающих скважин на конец года |
шт |
42 |
38 |
45 |
42 |
45 |
44 |
|||||
3 |
фонд нагнетательных скважин на конец года |
шт |
9 |
11 |
9 |
11 |
9 |
11 |
|||||
4 |
средняя обводн-сть продукции скв-н: действ-х |
% |
48,5 |
54,3 |
52,1 |
56,3 |
56,2 |
57,939 |
|||||
5 |
средний дебит скв-н по нефти: действ-х |
т/сут |
15,5 |
12,90 |
14,0 |
12,9 |
11,5 |
12,0 |
|||||
6 |
добыча жидкости, всего |
тыс. т |
389,9 |
388,6 |
395,3 |
392,4 |
408,2 |
425,0 |
|||||
7 |
добыча жидкости с начала разработки |
тыс. т |
9937,8 |
10050,3 |
10333,2 |
10442,7 |
10741,3 |
10867,7 |
|||||
8 |
добыча нефти с начала разработки |
тыс. т |
8239,9 |
8209,9 |
8429,4 |
8381,3 |
8608,0 |
8560,1 |
|||||
9 |
текущий коэфф-нт нефтеизвлечения |
д.ед. |
0,436 |
0,434 |
0,446 |
0,443 |
0,455 |
0,4527 |
|||||
10 |
доб. нефти от утвержд-х извлек-х запасов |
% |
93,3 |
72,3 |
95,5 |
73,8 |
75,8 |
75,4126 |
|||||
11 |
темп отбора от извлек-х запасов: начальных |
% |
2,3 |
1,6 |
2,1 |
1,5 |
1,6 |
1,57499 |
|||||
12 |
текущих |
% |
6,0 |
5,7 |
6,1 |
5,8 |
6,1 |
6,40567 |
|||||
13 |
закачка воды |
тыс.м3/год |
410,8 |
372,6 |
412,1 |
346,7 |
411,7 |
295,2 |
|||||
14 |
закачка воды с начала разработки |
тыс.м3 |
13484,3 |
13616,7 |
13896,4 |
13963,4 |
14308,1 |
14258,7 |
|||||
15 |
компенсация отбора: текущая |
% |
85,5 |
79,7 |
85,7 |
74,3 |
84,2 |
58,9 |
|||||
16 |
с начала разработки |
% |
98,8 |
96,0 |
98,3 |
95,3 |
97,8 |
94,1 |
|||||