Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.20..Г.
Наименование |
Характеристика фонда скважин |
Пласт |
ЮВ11 |
||
Действующие |
26 |
|
ЭЦН |
22 |
|
ШГН |
4 |
|
Бездействующие |
2 |
|
В освоении после бурения |
- |
|
В консервации |
- |
|
Пьезометрические |
3 |
|
Переведены под закачку |
5 |
|
Переведены на другие горизонты |
1 |
|
В ожидании ликвидации |
4 |
|
Ликвидированные |
23 |
|
Поглощающие |
- |
|
Фонд нагнетательных скважин |
Пробурено |
- |
Возвращено с других горизонтов |
1 |
|
Переведены из добывающих |
5 |
|
Всего |
6 |
|
В том числе: |
|
|
Под закачкой |
2 |
|
Бездействующие |
1 |
|
В освоении после бурения |
- |
|
В консервации |
- |
|
Пьезометрические |
- |
|
В отработке на нефть |
- |
|
Переведены на другие горизонты |
1 |
|
В ожидании ликвидации |
- |
|
Ликвидированные |
2 |
|
Поглощающие |
|
Проводится анализ фонда. Определяется количество действующих, бездействующих добывающих скважин. Рассматривается бездействующий фонд по причинам остановки. С целью возможного ввода их в эксплуатацию (после проведения каких-либо работ) по построенной карте остаточных нефтенасыщенных толщин определить необходимость их использования.
При анализе нужно использовать различные наглядные графики (рис 2.2).
Рис. 2.2
Неработающий фонд приводит к разбалансированию системы разработки, выборочной разработке запасов нефти. Основная причина перевода скважин в категорию бездействующих и в консервацию это низкий дебит и высокая обводненность.
На поздней стадии разработки нельзя выводить скважины в бездействие, по причине отрицательного воздействия на разработку залежи. Уменьшается добыча нефти, а главное разрушается созданная система разработки, т.к. величина остаточных запасов приходящих на действующую скважину становится очень большой и их извлечение становится не реальным, что приводит к снижению выработки запасов и уменьшению КИН.
В конце анализа фонда скважин наметить мероприятия по пуску скважин из бездействия, после проведения геолого-технических работ, как по скважинам, так и по пласту.
2.4.2 Анализ фонда скважин по дебитам нефти, жидкости
Данная глава выполняется по технологическому режиму на 01.01.15г.
Анализ проводится как целиком по пласту, так, если есть необходимость, более подробно по отдельным площадям, блокам, участкам. Если пласты работают объектом, то анализ лучше проводить по каждому пласту. Это дает более качественную картину и позволяет выявить особенности разработки и выявить пласты, участки, нуждающиеся в улучшении процесса разработки. Добыча нефти накопленная, текущая (годовая) по блокам и участкам распределяется как накопленная и текущая добыча (нефти, жидкости) отдельных скважин входящих в участки, блоки, площади и т.д.
Для анализа фонда скважин по дебитам нефти построить гистограммы - и описать их (рис 2.3).
Рис 2.3
Если наблюдается значительный фонд малодебитных скважин, то возможно также проанализировать их, построив гистограмму. (рис 2.4).
Рис 2.4
Провести анализ и сделать выводы, наметить мероприятия по увеличению дебитов нефти.
2.4.3 Анализ фонда скважин по обводненности залежи.
Данная глава выполняется по технологическому режиму на 01.01.15г.
Обводнение скважин при водонапорном режиме явление естественное и неизбежное. Характер обводнения нефтяных пластов различен и зависит от свойств продуктивных пластов, нефти и воды, условий залегания нефти в пласте и т.д. При изучении характера обводнения залежи анализируются показатели, поясняющие степень обводнения залежи и скважин:
Определяется обводненность залежи на текущую дату, а также желательно по участкам разработки, блокам, отдельно по пластам.
Количество действующих обводненных скважин, их распределение по степени обводнения (рис 2.5).
Рис. 2.5
3.Количество обводненных и отключенных из-за полного обводнения скважин.
4.По каким причинам обводняются скважины, т.е. какой водой от закачки, законтурной водой, опресненной, по техническим причинам.
ВНФ (водонефтяной фактор)
Обводнение залежи возрастает в зависимости от времени разработки и отобранных запасов нефти. Приведенный график "Зависимость числа работающих скважин, среднего дебита нефти и обводненности продукции от текущей нефтеотдачи (КИН)" позволяет наглядно видеть их изменения по залежи.
ЖЕЛАТЕЛЬНО СДЕЛАТЬ ТАКОЙ ГРАФИК (рис 2.6)
Зависимость числа работающих скважин, среднего дебита нефти и обводненности продукции от текущей нефтеотдачи (КИН)
Рис 2.6
Вместо гистограмм ( рис 2.2; 2.4) можно использовать таблицу 2.6 для анализа обводненности и дебита нефти.
Таблица 2.6
дебит нефти т\сут |
Обводненность,% |
Всего скважин |
||||||||
<1 |
1-5 |
5-10 |
10-30 |
30-50 |
50-90 |
90-98 |
>98 |
|||
Пласт В1 |
||||||||||
100-120 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
80-100 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
60-80 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
40-60 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20-40 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3-20 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
<3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.5 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.
При сравнении проектных и фактических показателей мы можем частично определиться с эффективностью разработки данного пласта, отметить недостатки и наметить мероприятия по регулированию, то есть приведению в соответствие фактических показателей к проектным.
Сопоставление проектных и фактических показателей проводится за последние 5 лет разработки по таблице 2.7.
Сравнение проектных и фактических показателей разработки Таблица 2.7
Показатели |
200 |
200 |
200 |
200 |
200 |
|||||
|
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
проект |
факт |
|
|
|
|
|
|
|||||
Добыча нефти всего, тыс.т/год |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Накопленная добыча нефти, тыс.т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов,% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Обводненность среднегодовая по (массе),% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Добыча жидкости всего, тыс.т.год |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Накопленная добыча жидкости, тыс.т |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Фонд добывающих скважин на конец года, шт. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднесуточный дебит одной добыв. скв. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
по нефти, т/сут |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
по жидкости, т/сут |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Закачка рабочего агента накопленная, тыс.м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
годовая, тыс.м3/год |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Компенсация отборов жидкости в пл.условиях: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
текущая,% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
накопленная,% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кроме таблицы можно привести еще наглядные графики
Анализ начинают с сравнения фактических и проектных показателей добычи нефти.
При снижении фактических над проектными показателями или наоборот определяют причины. Для этого рассматриваются следующие показатели:
- уменьшение, увеличение фактического добывающего фонда скважин;
- увеличение, снижение обводненности ;
- снижение, увеличение дебитов нефти;
- уменьшение, увеличение фонда нагнетательных скважин;
- уменьшение, увеличение закачки воды;
- снижение или повышение пластового давления;
Особое внимание нужно уделить сравнению проектных и фактических показателей накопленной добычи нефти. Так как может быть фактические показатели за последние 5 лет выше проектных, а накопленная добыча нефти ниже, что говорит о недостаточной эффективности разработки пласта.
На основе проведенного сравнения определяются направления по улучшению системы разработки.