[1] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1980 г.)
[2] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1984 г.)
[3] - Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок) Талинской площади (1987 г.)
[4] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1992 г.)
Таблица 3.2 Сопоставление основных проектных и фактических показателей разработки по Талинской площади
|
ПОКАЗАТЕЛИ |
1990 |
1991 |
1992 |
1993 |
1994 |
1995 |
1996 |
1997 |
1998 |
1999 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
|
|
Добыча нефти, всего,тыс.т |
проект |
115143,0 |
9402,7 |
7176,6 |
5786,6 |
5469,6 |
5191,3 |
4785,1 |
4713,8 |
4725,7 |
4751,9 |
4882,8 |
5104,6 |
5223,9 |
5196,3 |
|
|
Факт |
12336,8 |
9305,0 |
7060,7 |
5577,5 |
5231,3 |
3698,4 |
2379,2 |
2075,7 |
1737,5 |
1592,6 |
1550,0 |
1442,0 |
1575,3 |
1754,7 |
|
Накопленная добыча нефти, тыс.т |
проект |
66180,0 |
61821,1 |
68997,7 |
74784,3 |
80253,9 |
85445,2 |
90230,3 |
94944,1 |
99669,7 |
104421,6 |
109304,4 |
114408,9 |
119632,8 |
124829,0 |
|
|
Факт |
52302,0 |
61607,0 |
68667,8 |
74245,3 |
79476,6 |
83175,0 |
85554,2 |
87629,9 |
89367,4 |
90960,0 |
92510,0 |
93952,0 |
95527,4 |
97282,0 |
|
Средняя обводненность продукции, % |
проект |
47,0 |
84,9 |
89,6 |
91,7 |
92,3 |
93,0 |
93,9 |
94,4 |
94,6 |
94,8 |
94,9 |
95,1 |
95,3 |
95,4 |
|
|
Факт |
72,7 |
82,2 |
86,0 |
87,8 |
87,5 |
90,6 |
93,3 |
92,2 |
88,0 |
87,5 |
90,7 |
91,7 |
91,2 |
91,6 |
|
Добыча жидкости, всего, тыс.т |
проект |
28568,0 |
62076,8 |
68704,0 |
69993,6 |
70689,0 |
73984,8 |
79013,6 |
83462,1 |
87925,3 |
91806,3 |
96359,5 |
103344,8 |
110180,7 |
113820,9 |
|
|
Факт |
45207,1 |
52314,9 |
50525,6 |
45859,0 |
41798,6 |
39330,0 |
35604,0 |
26765,7 |
14526,0 |
12747,3 |
16736,1 |
17458,9 |
17812,7 |
20987,8 |
|
Закачка воды, тыс.м3 |
проект |
46386,0 |
78899,6 |
86349,1 |
86406,4 |
87015,9 |
90514,9 |
95872,9 |
100914,2 |
106059,1 |
10549,8 |
115922,9 |
124118,2 |
132174,1 |
136331,6 |
|
|
Факт |
82805,3 |
83241,7 |
71496,4 |
58466,7 |
50636,5 |
42034,0 |
43418,0 |
29758,2 |
14635,6 |
11005,1 |
12952,4 |
11652,2 |
12833,5 |
13074,5 |
|
Эксплуатац. бурение, всего, тыс.м |
проект |
1496,4 |
1941,1 |
1454,3 |
1000,0 |
799,4 |
799,4 |
802,4 |
799,4 |
799,4 |
799,4 |
799,4 |
799,4 |
498,5 |
300,9 |
|
|
Факт |
1882,3 |
1698,7 |
1175,4 |
821,1 |
353,4 |
135,4 |
52,9 |
47,0 |
15,7 |
22,5 |
5,9 |
32,3 |
0 |
0 |
|
Ввод новых доб. скважин, всего |
проект |
446 |
565 |
405 |
279 |
232 |
244 |
240 |
236 |
235 |
249 |
253 |
271 |
169 |
102 |
|
|
Факт |
649 |
551 |
335 |
329 |
174 |
89 |
21 |
14 |
13 |
11 |
5 |
5 |
5 |
8 |
|
Дебит нефти новых скважин, т/сут |
проект |
20,7 |
33,5 |
25,1 |
27,2 |
20,7 |
12,6 |
10,1 |
7,2 |
6,2 |
5,4 |
4,7 |
5,0 |
5,0 |
5,0 |
|
|
Факт |
40,8 |
29,2 |
19,1 |
24,7 |
24,2 |
29,3 |
22,0 |
50,4 |
36,7 |
27,2 |
12,8 |
9,0 |
16,9 |
11,6 |
|
Средний дебит нефти, т/сут одной доб. скв |
проект |
27,9 |
11,0 |
7,5 |
5,8 |
5,4 |
5,0 |
4,0 |
3,7 |
3,6 |
3,5 |
3,5 |
3,4 |
3,3 |
|
|
|
Факт |
19,0 |
12,1 |
8,6 |
7,5 |
8,5 |
7,4 |
5,5 |
5,6 |
6,9 |
6,6 |
5,4 |
5,0 |
5,7 |
6,1 |
|
Средний дебит жидкости, т/сут одной доб. скв |
проект |
52,7 |
72,7 |
72,2 |
70,0 |
69,5 |
70,6 |
71,7 |
71,7 |
69,2 |
69,3 |
69,5 |
70,9 |
72,5 |
73,2 |
|
|
Факт |
69,7 |
67,8 |
61,9 |
61,8 |
67,6 |
78,7 |
82,6 |
71,9 |
57,3 |
53 |
58,4 |
60,8 |
63,9 |
72,7 |
|
Фонд доб.скв. на конец года, шт. |
проект |
1905 |
2805 |
3033 |
3124 |
3172 |
3283 |
3468 |
3657 |
3840 |
4015 |
4203 |
4428 |
4565 |
4633 |
|
|
Факт |
2433 |
2835 |
3003 |
3273 |
2387 |
2268 |
1763 |
1605 |
1222 |
1392 |
1990 |
2126 |
2146 |
2375 |
|
Перевод скважин на мех. добычу шт. |
проект |
|
666 |
217 |
360 |
202 |
241 |
193 |
220 |
207 |
227 |
235 |
271 |
169 |
102 |
|
|
Факт |
550 |
387 |
210 |
175 |
190 |
184 |
104 |
68 |
121 |
97 |
50 |
22 |
14 |
24 |
|
Ввод нагнетательных скважин, шт. |
проект |
100 |
262 |
261 |
224 |
172 |
116 |
64 |
70 |
72 |
58 |
40 |
18 |
0 |
0 |
|
|
Факт |
242 |
172 |
130 |
66 |
60 |
37 |
11 |
13 |
2 |
0 |
0 |
5 |
4 |
26 |
|
Фонд нагнет. скв. на конец года |
проект |
487 |
1228 |
1489 |
1713 |
1885 |
2001 |
2065 |
2135 |
2207 |
2265 |
2305 |
2323 |
2323 |
2323 |
|
|
Факт |
925 |
1091 |
1218 |
1290 |
1039 |
1016 |
966 |
716 |
376 |
135 |
450 |
471 |
475 |
781 |
Таблица 3.3 Характеристика проектных документов
|
№ |
Наименование проектного документа |
Объект разработки |
Утвержд. ЦКР |
Извлекаемые запасы (категория АВС1), млн.т |
Коэффициент нефтеизвлечения (категория АВС1), доли ед. |
Проектные уровни |
|
|||||
|
|
|
|
№протокола |
Дата |
|
|
Добыча нефти, млн.т/год |
Добыча жидкостимлн.т/год |
Закачка воды, млн.м3/год |
Фонд скважин |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
добыв. |
нагнет. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
Технологическая схема разработки |
ЮК2-ЮК9 |
884 |
01.10.80 г. |
105,874 |
0,35 |
3,5 |
6,6 |
10,2 |
695 |
232 |
|
|
2 |
Технологическая схема разработки |
ЮК10, ЮК11 |
1095 |
25.07.84 г. |
320,5 |
0,472 |
17,4 |
66,9 |
91,9 |
5615 |
1766 |
|
|
3 |
Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок) |
ЮК10, ЮК11 |
1276 |
23.12.87 г. |
20,4 |
0,291 |
2,085 |
6,6 |
8,9 |
674 |
119 |
|
|
4 |
Технологическая схема разработки |
ЮК10, ЮК11 |
1462 |
28.02.92 г. |
245 |
0,25 |
7,18 |
116,8 |
140,1 |
5136 |
2332 |
|
|
Проектный документ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1982 |
1983 |
1984 |
1985 |
1986 |
1987 |
1988 |
1989 |
1990 |
1991 |
1992 |
1993 |
1994 |
1995 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
[1] |
64,8 |
355,0 |
660,0 |
1000,0 |
1380,0 |
1700,0 |
1990,0 |
2280,0 |
2560,0 |
2810,0 |
3100,0 |
3310,0 |
3500,0 |
3500,0 |
|
|
[2] |
- |
- |
2675,8 |
4200,6 |
7114,0 |
9947,0 |
12236,0 |
14160,0 |
15143,0 |
16325,0 |
17400,0 |
17400,0 |
17400,0 |
17400,0 |
|
|
[3] |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
88,0 |
874,2 |
1631,5 |
1977,5 |
1999,8 |
2005,9 |
2085,1 |
|
|
[4] |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
12523,8 |
9402,7 |
7176,6 |
5786,6 |
5469,6 |
5191,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Проектный документ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1996 |
1997 |
1998 |
1999 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
[1] |
3500,0 |
3500,0 |
3500,0 |
3500,0 |
3500,0 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
[2] |
17400,0 |
17400,0 |
17400,0 |
17158,0 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
|
[3] |
1958,6 |
1811,4 |
1646,6 |
1444,4 |
1239,2 |
1044,1 |
870,1 |
734,4 |
632,8 |
553,8 |
491,7 |
438,7 |
396,9 |
- |
|
|
[4] |
4785,1 |
4713,8 |
4725,7 |
4751,9 |
4882,8 |
5104,6 |
5223,9 |
5196,3 |
5056,9 |
4871 |
4652,8 |
4422,8 |
4202,1 |
4008,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
[1] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1980 г.)
[2] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1984 г.)
[3] - Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок) Талинской площади (1987 г.)
[4] - Технологическая схема разработки Талинской площади (1992 г.)
Таблица 3.5 Изменение сведений по запасам в процессе развития нефтедобычи Талинской площади Красноленинского месторождения
|
Проектный документ |
Объект |
Балансовые запасы, тыс.т. |
КИН |
Извлекаемые запасы, тыс.т |
|||
|
|
|
Утвержд. в ГКЗ |
На балансе ВГФ |
Утвержд. в ГКЗ |
На балансе ВГФ |
Утвержд. в ГКЗ |
На балансе ВГФ |
|
Технологическая схема 1980 г. |
ЮК2-11 |
|
302498 |
|
0,35 |
|
105874 |
|
Технологическая схема 1984 г. |
ЮК10 |
274695 |
292117 |
0,45 |
0,46 |
123684 |
135003 |
|
|
ЮК11 |
45555 |
66666 |
0,45 |
0,45 |
20500 |
30000 |
|
|
Итого: |
320250 |
342046 |
0,45 |
0,48 |
144184 |
165003 |
|
Дополнение к технологической схеме, 1987г* |
ЮК10 |
693550 |
867293 |
0,45 |
0,45 |
312098 |
390282 |
|
|
ЮК11 |
208347 |
219313 |
0,45 |
0,45 |
93757 |
98691 |
|
|
Итого: |
901897 |
1086606 |
0,45 |
0,45 |
405855 |
488973 |
|
Технологическая схема 1992 г. |
ЮК10 |
764900 |
945605 |
0,25 |
0,45 |
198800 |
424998 |
|
|
ЮК11 |
215000 |
229349 |
0,26 |
0,45 |
55500 |
103057 |
|
|
Итого: |
979900 |
1174954 |
0,259 |
0,45 |
254000 |
528055 |
* В технико-экономические расчёты были включены запасы южного участка в
категории С1+С2, числящиеся на балансе ВГФ в количестве 93.8 млн.т.
Таблица 3.6 Техника и технология добычи нефти и газа на Талинской площади на территории ЦДНГ №2
|
Месторождения (площади) |
Год ввода в экспл. |
План 2002 г. |
Факт 2002 г. |
+,- |
Балан- совые запасы, тыс.т |
Началь-ные извлекаем. запасы, тыс.т |
Остато-чные запасы тыс.т |
Теку- щий КИН |
Проект. КИН, утвержд. в ГКЗ |
Накопленная добыча нефти тыс.т. |
% отбора от НИЗ |
Кратно-сть запасов |
Добыча нефти за 2002 г |
Закачка воды за 2002 г |
Экспл. Фонд |
Дающ. Фонд |
Нераб. Фонд |
% нераб. Фонда |
МРП ШГН |
МРП ЭЦН |
Дебит по жид-ти. т/сут |
Дебит по нефти. т/сут |
Обв. % |
|
Талинская |
1981 |
1533.2 |
1575.3 |
42.1 |
1556100 |
450425 |
354897 |
0.0611 |
0.260 |
95527.4 |
20.9 |
225 |
1575.3 |
12833.5 |
2146 |
758 |
1388 |
64.7 |
291.0 |
298.0 |
63.9 |
5.7 |
91.2 |
|
Ем-Еговская |
1980 |
1351.0 |
1486.6 |
135.6 |
706900 |
266603 |
251338 |
0.0197 |
0.346 |
14838.1 |
5.4 |
169 |
1486.6 |
4312.0 |
675 |
461 |
214 |
31.7 |
215.0 |
239.0 |
18.6 |
8.2 |
56.3 |
|
Каменная |
1992 |
81.0 |
68.1 |
-12.9 |
811000 |
233432 |
232014 |
0.0017 |
0.284 |
1137.1 |
0.46 |
3407 |
68.1 |
0 |
145 |
81 |
64 |
44.1 |
322.0 |
0.0 |
3.5 |
1.9 |
46.9 |
|
ОАО "ТНК-Нягань" |
|
2965.2 |
3130.0 |
164.8 |
3074000 |
950460 |
838249 |
0.036 |
0.287 |
111502.5 |
11.7 |
268 |
3130.0 |
17145.5 |
2966 |
1300 |
1666 |
56.2 |
246.0 |
292.0 |
42.9 |
6.3 |
85.3 |
3.2.1 Анализ применения опыта эксплуатации ЭЦН
Фонд скважин ЦДНГ №2, оборудованных УЭЦН, на 01.01.2004 г составил 468 единиц, из которых в дающем фонде находилось - 331, в ожидании ремонта - 25, в бездействии - 112 скважин. Доля ЭЦН в общем фонде механизированных скважин составляет 67,2 %. За 2003г. добыча нефти с помощью УЭЦН составила 854421 тонн, жидкости 14273744 м3.
Основные показатели эксплуатации скважин приводятся в таблице 3.7.
|
Показатель |
ЮК10 |
ЮК11 |
ЮК10-11 |
|
Дебит нефти, т/сут, min max средний |
0,5 79,8 9,4 |
0,5 38,8 6,0 |
0,9 65,8 8,0 |
|
Дебит жидкости, м3/сут, min max средний |
5 393 99,0 |
6 360 138,7 |
12 300 103,4 |
|
Обводненность продукции, % min max средний |
6 99,5 79,9 |
15 99,0 92,6 |
6 99,0 82,8 |
|
Глубина спуска насоса, м Продолжение табл.3.7 min max средний |
1400 2495 2010 |
1105 2643 1885 |
1106 2451 1942 |
|
Динамический уровень, м min max средний |
0 1994 889 |
0 1779 779 |
0 1987 798 |
|
Забойное давление, атм min max средний |
80 223 154 |
103 223 167 |
68 242 159 |
|
Затрубное давление, атм min max средний |
4,1 41 12,4 |
4,1 28 11,7 |
5,8 23 11,7 |
|
Буферное давление, атм min max средний |
6 35 13,4 |
6 34 12,8 |
6 26 12,5 |
|
Пластовое давление, атм min max средний |
172 270 229 |
178 255 227 |
183 271 220 |
|
Депрессия на пласт, атм min max средний |
75 155 75 |
5 137 60 |
18 132 61 |
Глубины спуска насосов изменяются от 1105 до 2643 м при среднем значении 1946 м. Динамические уровни в пределах от устья до 1994 м при средних значениях по пластам от 779 до 889 м. Средние дебиты жидкости по пластам ЮК10 и ЮК11 составляют от 99 до 138,7 м3/сут. Обводненность продукции пластам ЮК10 и ЮК11 колеблется в среднем от 79,9 до 92,6 %.
Пластовые давления в зоне отбора составляют 17,2-18,3 МПа при средних значениях близких к начальному 22,0-22,9 МПа.
В широком диапазоне изменяются по скважинам забойные давления от 6,8 до 24,2 МПа, при среднем 16,0 МПа; проектные давления для механизированных скважин 17.5-18.0 МПа.
В диаграмме 3.1 приведена структура действующего фонда УЭЦН в ЦДНГ №2 по
типаразмерам на 01.01.2004г. и на 01.01.2003г. Характерно увеличение парка УЭЦН
с большой производительностью ЭЦН 200, ЭЦН 250, ЭЦН 400.