Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение Высшего образования Уфимский государственный нефтяной технический университет Кафедра: «РНГМ» Отчёт По практическому занятию №1 На тему: «Анализ динамики добычи углеводородного сырья» Выполнил: студент гр. ГР-19-01 ______________ Ковалевский А.А Проверил: профессор, д.т.н. ______________ Дьячук И.А. Уфа 2023 г. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации В пределах рассматриваемого находятся 173 скважины. Достигнутая плотность сетки скважин составляет 4,84 га/скв., текущая плотность сетки составляет 6,98 га/скв. На 01.12.2011 г. в действующем фонде находятся 117 скважин, в т.ч. 75 действующих, 17 бездействующих, 7 в консервации, 1 ликвидированных, 17 пьезометрических. В нагнетательном фонде 56 скважин, в т.ч. 33 действующих, 21 бездействующих и 2 ликвидированных. Действующих водозаборных и наблюдательных скважин под последний год разработки не осталось. Характеристика фонда скважин участка ОПР представлена в табл. 1.1. Таблица 1.1 – Характеристика фонда скважин участка ОПР Специа Нагнетательный льные фонд Действующий фонд Характеристика фонда скважин Всего В том числе: Действующие ЭЦН ШГН Бездействующие В консервации Ликвид. вып. назнач Ликвид. по геол. прич. Ликвид. по техн. прич. Пьезометрические Всего В том числе: Под закачкой Бездействующие Ликвид. вып. назнач Ликвид. по техн. прич. Всего Всего водозаборных Всего наблюдательных Кол-во скв. Кол-во Шт скв. Шт 117 75 65 10 17 7 0 0 1 17 56 33 21 0 2 0 0 0 Основной способ эксплуатации скважин – механизированный, 10 скважин оборудованы УШГН и 65 скважин – УЭЦН. Динамика фонда скважин по участку ОПР представлена на рисунке 1.1. Динамика фонда скважин по пласту Количество скважин 2500 2000 1500 1000 500 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 0 Общий фонд доб. скв Действ фонд нагн скв годы Действ. Фонд доб скв Общий фонд нагн скв Рисунок 1.1 – Динамика фонда скважин по участку ОПР Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебиту нефти 76,3 ДОЛЯ И КОЛИЧЕСТВО СКВАЖИН, % 80 В среднем 12,70 т/сут 70 60 58 50 40 30 20 12 15,8 10 3 3,9 3,9 3 0 <5 от 5 до 10 от 10 до 20 > 20 ИНТЕРВАЛ ИЗМЕНЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТИ, Т/СУТ Кол-во скважин Доля скважин Рисунок 1.2 – Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебиту нефти Большая часть действующих добывающих скважин (58 шт) характеризуется низкими дебитами по нефти в диапазоне до 5 т/сут (76,3 %). В диапазоне от 5 до 10 т/сут эксплуатируются 12 скважин (15,8 %). В диапазоне от 10 до 20 т/сут эксплуатируется 3 скважины (3,9 %). И 3 скважины имеют дебит более 20 т/сут, средний дебит нефти составляет 12,70 т/сут. Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебиту жидкости ДОЛЯ И КОЛИЧЕСТВО СКВАЖИН, % 35,00 В среднем 82,61 т/сут 28,94736842 30,00 25 25,00 22 19 18,42105263 20,00 15,78947368 15,00 Кол-во скважин 14 12,00 Доля скважин 10,00 6,578947368 5,263157895 5 4 5,00 0,00 < 10 от 10 до 20 от 20 до 50 50 - 100 100 - 150 > 150 ИНТЕРВАЛ ИЗМЕНЕНИЯ ДЕБИТА ЖИДКОСТИ, Т/СУТ Рисунок 1.3 – Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебиту жидкости Большая часть скважин характеризуется дебитами жидкости менее 50 т/сут (48 скважин, 63,15%). В интервале от 20 до 50 т/сут – 14 скважины (28,9 %), от 10 до 20 т/сут - 14 скважин (18,42 %). 12 скважин характеризуются дебитами ниже 10 т/сут (15,78 %). В среднем, дебит по жидкости составляет 82,61 т/сут. Распределение действующего фонда добывающих скважин по обводненности ДОЛЯ И КОЛИЧЕСТВО СКВАЖИН, % 70 В среднем 82,21% 60 60,52631579 46 50 40 30 18,42105263 14 20 21,05263158 16 10 0 0 0 0 0 <5 от 5 до 20 20 - 80 80 - 90 90 - 100 ИНТЕРВАЛ ИЗМЕНЕНИЯ ОБВОДНЁННОСТИ, % Кол-во скважин Доля скважин Рисунок 1.4 – Распределение действующего фонда добывающих скважин по обводненности Основная часть скважин характеризуется высокой обводненностью (60,52 % скважин добывают продукцию с обводненностью более 90 %), в интервале от 80 до 90% эксплуатируются 21,05 % скважин, от 20 до 80 % - 18 %, в интервале от 5 до 20 % и <5 % скважин не осталось. Средняя обводненность составляет 82,21 %. ДОЛЯ И КОЛИЧЕСТВО СКВАЖИН, % 25 Распределение фонда добывающих скважин по накопленной добыче нефти 21,05263158 19,73684211 20 16 15 15 В среднем 216,43 тыс.т 15,78947368 13,15789474 12 10,52631579 10 10 8 7,894736842 6 5,263157895 4 3,947368421 2,631578947 3 2 5 0 0 - 10 от 10 до 20 20 - 50 50 - 100 100 - 150 150 - 250 250- 400 400 - 500 > 500 ИНТЕРВАЛ ИЗМЕНЕНИЯ НАКОПЛЕННОЙ НЕФТИ, ТЫС.Т Кол-во скважин Доля скважин Рисунок 1.5 – Распределение фонда добывающих скважин по накопленной добыче нефти Накопленная добыча нефти в среднем составила 216,43 тыс.т. на скважину. Порядка 21,04 % фонда имеют накопленную добычу нефти, не превышающую 20 тыс.т. В интервале от 20 до 100 тыс.т находятся 31 скважина (40,78 %). В интервале от 100 до 400 тыс.т находятся 24 скважин (31,56%), в интервале от 400 до 500 тыс.т находятся 2 скважины (2,6 %). По 3 скважинам накопленный отбор превышает 500 тыс.т. ДОЛЯ И КОЛИЧЕСТВО СКВАЖИН, % 35 Распределение фонда действующих нагнетательных скважин по приемистости 30,3030303 30 27,27272727 В среднем 139,35 м3/сут 25 20 24,24242424 18,18181818 15 10 10 8 9 6 5 0 < 50 50 - 100 100 - 200 > 200 ИНТЕРВАЛ ИЗМЕНЕНИЯ ПРИЁМИСТОСТИ, М3/СУТ Кол-во скважин Доля скважин Рисунок 1.6 – Распределение фонда действующих нагнетательных скважин по приемистости Большую часть нагнетательного фонда (10 скв., 30,3 %) имеет приемистость 100-200 м3/сут. В интервалах от 50-100 м3/сут находятся 8 скважин (24,8 %). Интервал от <50 м3/сут составляют 6 скважин (18 %). В интервалах более 200 м3/сут находятся 9 скважин (27,3 %). Средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 139,35 м3/сут. Текущее состояние разработки Продуктивный пласт введен в эксплуатацию в 1986 году. Весь период разработки можно разделить на три периода, различающиеся темпами отбора нефти и жидкости. На текущий момент пласт находится на четвертой, поздней стадии разработки (отбор от НИЗ составил 58,26 %, достигнутая обводненность – 92,25 %). За весь период разработки добыто 4803,75 тыс. т нефти, 21255,30 тыс. т жидкости, при максимальных уровнях 282,66 тыс. т (в 1997 гг.), текущий КИН составляет 0,128 д.ед., утвержденный КИН – 0,22 д.ед. Текущая обводненность продукции 92,25 %. 42 скважины находится в состоянии простоя, из них ликвидирована 1 шт. На основании этих цифр систему разработки на участке ОПР следует признать неэффективной. В настоящее время для достижения запланированного коэффициента извлечения нефти необходимо извлечь 3440,65 тыс. т нефти, или 41,73 % от НИЗ.В динамике изменение основных показателей разработки в целом по пласту приведено в таблице 1.4 и на рисунках 1.8 Таблица 1.4 - Основные технологические показатели разработки по пласту 100,00 1800,00 90,00 1600,00 80,00 1400,00 70,00 1200,00 60,00 1000,00 50,00 800,00 40,00 600,00 30,00 400,00 20,00 200,00 10,00 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 1992 1991 1990 1989 1988 0,00 1987 0,00 Годы Добыча нефти, тыс. т Добыча жидкости, тыс. т Закачка воды Обв-ть, % График разработки ДЕБИТ НЕФТИ, ЖИДКОСТИ Т/СУТ, М3/СУТ 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 годы Среднегод. Дебит нефти т/сут Среднегод. Дебит по жид-ки, т/сут Прием-ть, м3/сут ОБВОДНЁННОСТЬ % 2000,00 1986 ДОБЫЧА НЕФТИ, ЖИДКОСТИ, ТЫС.Т, ЗАКАЧКА ВОДЫ ТЫС.М3 График разработки 25000,00 14,00 12,00 20000,00 15000,00 8,00 6,00 10000,00 4,00 5000,00 НАК. ВНФ Д.ЕД. 10,00 2,00 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 1992 1991 1990 1989 1988 0,00 1987 0,00 1986 НАКОПЛЕННАЯ ЗАКАЧКА, ДОБЫЧА НЕФТИ, ЖИДКОСТИ ТЫС. Т, ТЫС. М3 График разработки годы Накопленная добыча нефти, тыс. т Накопленная добыча жидкости, тыс.т Накопленная закачка воды, тыс. м3 Нак ВНФ, д.ед Рисунки 1.8 – Динамика основных показателей разработки по пласту Анализ выработки запасов нефти по пласту Для оценки извлекаемых запасов по пласту использована характеристика вытеснения. Рассчитанная по характеристике вытеснения прогнозная накопленная добыча нефти при 98% обводненности равна 71 500 тыс. т (рисунок 1.9). Зависимость обводненности и темпа отбора от коэффициента использования запасов отражены на рисунке 1.10. Зависимость обводненности и темпа отбора от коэффициента использования запасов 6,00 100,00 90,00 80,00 70,00 4,00 60,00 3,00 50,00 40,00 2,00 30,00 20,00 1,00 10,00 0,00 0,00 годы Текущ извлек запасы Обв-ть, % Название оси ОБВОДНЁННОСТЬ, % 5,00 Выводы 1. Пласт эксплуатируется на искусственном водонапорном режиме. Реализация системы ППД осуществляется со второго года разработки. 2. Общий фонд скважин 173 шт., из них в действующем фонде 108 скважин, в т.ч. добывающих - 75 ед., нагнетательных - 56 ед. 3. Большая часть скважин пробуренного фонда (37,6 %) находятся в простое (65 скв.): в действующем фонде числится 42 скважин (64,62 % от бездействующего фонда), в нагнетательном фонде 23 скважины (35,4 % от бездействующего фонда). 4. Достигнутая плотность сетки скважин составляет 4,84 га/скв., текущая плотность сетки составляет 6,98 га/скв. 5. По пласту накопленная добыча составляет 4803,35 тыс. т нефти, 21255,3 тыс. т жидкости, текущая обводненность продукции 92,25 %, текущий КИН составляет 0,128 д.ед., достигаемый – 0,243 доли ед. (утвержденный КИН – 0,22 д.ед.). Текущие извлекаемые запасы нефти составляют 3440,65 тыс. т, или 41,74 % от НИЗ. 6. По характеру обводнённости пласт расположен в зоне ЧНЗ. 7. Рассчитанная по характеристике вытеснения прогнозная накопленная добыча нефти при 98 % обводненности равна 9100 тыс.т. 8. Пласт эксплуатируется в условиях недокомпенсации в первой половине разработки, и в условиях перекомпенсации во второй половине (текущая компенсация – 118,66 %, накопленная – 91,88 %). 9. Пласт находится на поздней стадии разработки, характеризуется падающими уровнями добычи нефти, растущей обводнённостью добываемой продукции, достигнутый КИН ниже утвержденного на 0,09 при обводнённости 92,25 %. Выработка 58,26 %. 10. Для достижения утвержденной величины КИН необходим ввод простаивающего фонда скважин, реорганизация системы ППД, применение технологий по снижению обводнённости добываемой продукции.
