- •Нгду «Альметьевнефть»
- •Альметьевск 2011 г Содержание проекта
- •Введение
- •1. Общие сведения о месторождении
- •2. Геолого-физическая характеристика месторождения
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •Исходные геолого-физические характеристики горизонтов д1 и д0
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность
- •Характеристика параметров пластов объекта разработки Миннибаевской площади.
- •Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов До и д1.
- •2.2.2. Толщина пластов
- •Характеристика толщин пластов горизонта д
- •2.2.3. Показатели неоднородности
- •Статистические показатели характеристик неоднородности пластов.
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Свойства пластовой нефти и газа.
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание %)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти.
- •Материальный баланс распределения углеводородов по Миннибаевской площади.
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •Свойства и ионный состав пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторожднии
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Ввод недренируемых запасов
- •3.2.2. Оптимизация плотности сетки скважин
- •3.2.3. Сведения о периоде максимального темпа отбора нефти
- •3.3. Характеристика показателей разработки
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •Добывающий фонд скважин
- •Нагнетательный фонд скважин
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •4. Расчет технологических показателей разработки
- •4.1. Методика расчета Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •2. Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:
- •4.2. Исходные данные расчета
- •4.3. Результаты расчетов и их анализ Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •5. Выводы рекомендации по совершенствованию разработки площади
- •Список использованной литературы
3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
а) Фонд добывающих скважин
Из общего числа 1276 добывающих проектных скважин по состоянию на 1.01.2009г. на площади пробурено 1070 скважин или 83,86 %. Кроме этого, пробурено 62 скважины-дублера.
В 2008 году пробурено 8 добывающих скважин (в т.ч. 2 дублера): все они введены на добычу нефти.
Добывающий фонд к началу 2009 года составил 648 скважин, среди них 2 скважины дают техническую воду, 1 скважина водозаборная, 81 скважина по назначению нагнетательная временно находится в эксплуатации на нефть.
Таблица 12
Добывающий фонд скважин
Категория скважин |
Количество скважин на |
Отношение количества скв.2008г. к 2007г., % |
|||
1.01.2008г |
1.01.2009г |
+ ,- |
|||
Фонд добывающих |
633 |
648 |
+15 |
102,4 |
|
скважин |
|
|
|
|
|
в т.ч.: фонтан |
53 |
57 |
+4 |
107,5 |
|
ЭЦН |
195 |
195 |
0 |
100 |
|
СКН |
385 |
396 |
+11 |
102,9 |
|
Действующий фонд |
558 |
571 |
+13 |
102,3 |
|
в т.ч.: фонтан |
2 |
4 |
+2 |
200 |
|
ЭЦН |
190 |
191 |
+1 |
100,5 |
|
СКН /в т. ч. тех. вода |
366/3 |
376/3 |
+10 |
102,7 |
|
Бездействующий фонд |
75 |
77 |
+2 |
102,7 |
|
в т.ч.: ожид. освоения |
0 |
0 |
0 |
0 |
В добывающем фонде в 2008 году произошли следующие изменения: 2 скважины переведены в нагнетательный фонд, 8 скважин выведены во временную консервацию, 2 скважины возвращены в добычу из пьезометрических, 7 скважин переданы из нагнетательных на добычу нефти, 14 скважин введены из бурения, 2 скважины введены на добычу нефти с Мулинского горизонта Дд.
На 1.01.2009г. количество фонтанных скважин составило 8,8 % добывающего фонда. Средний дебит фонтанных скважин равен 1,69 т/сут. (по нефти) против 0,38 т/сут. на 1.01.2008г. , 3,4 т/сут. против 1,32 т/сут. (по жидкости) на одну скважину.
Скважины, эксплуатирующиеся электроцентробежными насосами, составляют 30,1 % добывающего фонда. Средний дебит одной скважины, оборудованной ЭЦН, снизился 6,38 т/сут. против 7,0 т/сут. (по нефти) и 59,02 т/сут. против 65,65 т/сут. (по жидкости).
Доля скважин, оборудованных глубинными штанговыми насосами, составляет 61,1 % добывающего фонда. Средний дебит этой категории скважин по нефти 3,12 т/сут (2,93т/сут. на 1.01.2007г.), по жидкости составил 8,73т/сут. против 7,93 т/сут.
Бездействующий фонд на 1.01.2009г. составил 77 скважин, или 11,9 % эксплуатационного фонда
б) Нагнетательный фонд
Из 533 проектных нагнетательных скважин по состоянию на 1.01.2009г. на площади пробурена 391 скважина или 73,4 % проектного фонда. Кроме этого, пробурено 28 скважин-дублеров.
В 2008 году на горизонты До и Д1 пробурено 6 по назначению нагнетательных скважин: все введены на добычу нефти.
За 2008 год в нагнетательном фонде произошли следующие изменения: под закачку введено 2 скважины из добывающего фонда, 7 скважин переданы на нефть, 3 скважины переведены во временную консервацию.
Средняя приемистость одной нагнетательной скважины за год составила 82м3/сут. Из общего числа 321 действующей скважины в 200 скважинах приемистость до 100 м3/сут, в 98 скважинах - до 200 м3/сут, в 23скважинах до 500 м3/сут.
Таблица 13