Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Хохряковского месторождения в 2004 году

 

Сравнение проектных и фактических показателей представлены в таблице 3.1.

Добыча жидкости в 2004 году достигла 5526,1 тыс. тонн, добыча нефти составила 3500,6 тыс. тонн. По проекту предусматривалось к этому времени добыть всего 1210 тыс. тонн. Закачка воды в 2003 году составила 8122,1 тыс. м³, что почти вдвое больше проектного значения.

На 01.01.04 г. накопленная добыча нефти на Хохряковском месторождении составила 33 667 тыс. т., при проектном значении 25 814 тыс. т. Накопленная добыча жидкости составила 41 234 тыс. т., при проектном значении 35 500 тыс.т.

Таблица 3.1.

Сопоставление проект-факт по Хохряковскому

Месторождению на 2004 год

Наименование показателей	Ед. изм.	План	Факт
Добыча нефти всего в т.ч. из новых	тыс. т	1210 0	3500,6 9,0
Добыча жидкости всего в т.ч. из новых	тыс. т	2581 0	5526,1 17,4
Закачка воды	тыс. м3	4105,9	8122,1
Фонд добывающих скважин	шт.	474	499
Действующий фонд добывающих скважин	шт.	435	374
Фонд нагнетательных скважин	шт.	151	221
Действующий фонд нагнетат. скважин	шт.	138	183
Средний дебит скважин по жидкости по нефти в т.ч. новых скважин по жидкости по нефти	т/сут т/сут   т/сут т/сут	16,3 7,6   0 0	47,4 30,0   43,9 22,7
Средняя обводненность в т.ч. новых скважин	% %	53,1 0	36,6 48,2
Средняя приемистость	м3/сут	73,6	141,9

 

На рис. 3.1. и 3.2. приведена динамика основных технологических показателей разработки Хохряковского месторождения за 2003 год и карта текущего состояния разработки объекта ЮВ₁ на 01.2004 г.

Темп отбора от НИЗ в 2004 году составил 3%. Коэффициент нефтеизвлечения и отбор от НИЗ в 2004 году составили 12,1% и 36,5% соответственно.

Проектом предусматривалось завершения бурения в 1998 году. Фактически в 2004 году из бурения введено 7 новые добывающие скважины (№ 931, 932, 1024).

3.3. Фонд добывающих скважин
и показатели его эксплуатации в 2004 году

 

Изменение структуры фонда добывающих приведено в табл.3.2.

Таблица 3.2.

Динамика фонда добывающих скважин Хохряковского месторождения

Характер скважин	Состояние	на 1.01.03		на 1.01.04
Добывающие	Всего		568		548
	Действующий		371		374
	В бездействии		136		125
	В освоении		1		0
	Эксплуатационный		508		499
	В консервации		43		28
	В пьезометре		13		10
	В ожид ликв.		2		3
	Ликвидир.		2		3
	Действующий		155		183
	В бездействии		27		33
	В освоении		10		5
	Эксплуатационный		192		221
	В консервации		4		4
	В пьезометре		4		4

 

По состоянию на 01.01.2004 года на Хохряковском месторождении насчитывалось 548 добывающих скважин (см. табл. 3.2.). При этом эксплуатационных нефтяных скважин – 499 (91,0%), действующих – 374 (68,2%). По сравнению с прошлым годом добывающий фонд по месторождению уменьшился на 20 скважин, а действующий увеличился на 3 скважины. В 2004 году по разным причинам в неработающий фонд выбыло 29 скважин. Под закачку из действующего нефтяного фонда в течение 2004 года переведено 17 скважин.

Суммарные суточные потери по нефтяным скважинам, выбывшим в неработающий фонд, составили 193,7 тонн по нефти и 996,3 тонны по жидкости. Средний дебит нефти и обводненность составили 6,7 т/сут и 80,6% соответственно.

Суммарные суточные потери по действующим нефтяным скважинам, перешедшим в фонд ППД, составили 78,8 тонн по нефти и 368,8 тонны по жидкости. Средний дебит нефти и обводненность составили 4,6 т/сут и 78,6% соответственно.

В 2003 году в ходе проведения геолого-технологических мероприятий из неработающего нефтяного фонда запущено в работу 46 скважин. На 01.01.04 г. средний дебит нефти по этой группе скважин составил 9,1 т/сут, жидкости 30,0 т/сут и обводненность 69,5%. Суммарная суточная добыча составила 420,4 тонн нефти и 1379,7 тонн жидкости. Кроме того, из нефтяного неработающего фонда 10 скважин переведены в ППД и запущены под закачку со средней приемистостью 200 м³/сут. Ниже в таблице 3.3. приведено распределение скважин действующего фонда, выбывшего в 2003 году в неработающий фонд по дебиту нефти и обводненности.

Таким образом, по состоянию на 01.01.2004 года в действующем добывающем фонде находится 374 скважины.

В таблице 3.4. приведено распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности на 01.01.04 г. Рассматривая результаты распределения можно сделать следующие выводы:

С дебитами жидкости до 20 т/сут работает 69 скважин (18,4 % действующего фонда), из них 29 скважин имеют обводненность менее 30% (по этим скважинам возможно проведение мероприятия по интенсификации притока).

В интервале дебитов жидкости от 20 до 50 т/сут работают 142 скважины (37,9 %), основная часть которых 75 скважин (52,8 %) имеют обводненность ниже 30 % и только 17 скважин (11,9 %) имеют обводненность выше 80 %.

Таблица 3.3.

Распределение действующего фонда скважин выбывшего в неработающий фонд в 2003 году по состоянию на 01.12.04 г.

Дебит нефти, т/сут	Обводнённость, %					Итого
	0 - 10	10 – 30	30 – 60	60 – 80	80 – 100
0 – 3	3	2	1	0	10	16
3 – 5	0	0	0	0	1	1
5 - 10	0	0	1	2	2	5
10 – 20	2	1	0	0	1	4
20 - 40	1	0	1	1	0	3
Итого	6	3	3	3	14	29

 

В интервале дебитов жидкости от 50 до 80 т/сут работают 112 скважин (29,9 %), часть из которых 44 скважин (39,2 %) имеют обводненность ниже 30 % и 19 скважин (16,9 %) имеют обводненность выше 80 %.

Таблица 3.4. Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности по состоянию на 1.01.2005 год

Дебит жидкости, т/сут	Обводнённость, %					Итого
	0 - 10	10 – 30	30 – 60	60 - 80	80 – 100
0 - 10	2	8	8	5	3	26
10 – 20	6	13	7	7	10	43
20 - 50	24	51	33	17	17	142
50 – 80	8	36	22	27	19	112
80 - 100	6	9	5	4	4	28
100 – 150	4	3	9	0	2	18
150 – 200	0	1	0	1	2	4
200 – 250	0	0	0	0	0	0
250 - 300	0	0	0	0	1	1
Итого	50	121	84	61	58	374

 

С дебитом жидкости более 80 т/сут работают 51 скважина (13,6 %), из них 23 скважины (45,0 %) работают с обводненностью ниже 30%, и только 9 скважин имеют обводненность выше 80 %.

Из распределения действующего фонда скважин по дебитам нефти (рис. 3.3.) видно, что 12,2% действующего фонда (60 скважин) являются малодебитными (дебит нефти < 5 т/сут), 30,4% (114 скважины) работает с дебитом нефти от 5 до 20 т/сут и 53,4% (200 скважин) имеют дебит более 20 т/сут.

Рис. 3.3. Распределение действующего фонда скважин Хохряковского месторождения по дебитам нефти за 2003-2004 г.г.

 

Распределение действующего фонда скважин месторождения по обводненности (рис. 3.4.) показало, что 45.7% действующего фонда (171 скважин) работают с долей воды в продукции менее 30%, 145 скважин (38,7%) относятся к группе скважин с обводненностью от 30 до 80 % и 58 скважин (15,6%) обводнены более чем на 80 %.

Рис. 3.4. Распределение действующего фонда скважин Хохряковского месторождения по обводненности за 2003-2004 г.г.

 

Таким образом, из распределения действующего нефтяного фонда по основным показателям работы можно сделать следующие выводы:

- по месторождению за период 2003 года наблюдается незначительный рост действующего фонда скважин;

- наблюдается рост обводненного фонда на фоне снижения высокодебитного фонда скважин.

ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Предыдущая1234567891011Следующая

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: