Повышение эффективности системы заводнения объекта БС8 Западно-Малобалыкского месторождения презентация

Содержание

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ УЧАСТКЕ РАБОТ

Слайд 1АО НК «Нефтиса»
ООО «КанБайкал»
ООО «Тюменский институт нефти и газа»
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ

ЗАВОДНЕНИЯ
ОБЪЕКТА БС8
ЗАПАДНО-МАЛОБАЛЫКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Слайд 2ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ УЧАСТКЕ РАБОТ

Слайд 3
ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ

Западно-Малобалыкское месторождения:
НГЗ ~46 млн.т
этаж нефтеносности 1089 м
объекты разработки 6
Объект исследования:

пласт БС8 – ахская

свита

< 50% всех НГЗ месторождения

пробуренный фонд – 148 скважин

площадь перекрытия с другими пластами < 25%

Слайд 4
ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ
I’
I
ГСР по проницаемости

Геолого-физическая характеристика

Слайд 5ИЗУЧЕНИЕ

Слайд 6ОБОСНОВАНИЕ УЧАСТКОВ АНАЛИЗА
Участок 1
НГЗ 17 358 тыс.т
Отбор от ПЗ 59 %
Обводненность 91.1 %
Текущий

КИН 0.360 д.ед.
Компенсация 117 %
ПСС 43 га/скв

Участок 3
НГЗ 10 386 тыс.т
Отбор от ПЗ 32 %
Обводненность 86.2 %
Текущий КИН 0.228 д.ед.
Компенсация 85 %
ПСС 58 га/скв.

Участок 2
НГЗ 12 340 тыс.т
Отбор от ПЗ 74 %
Обводненность 94.7 %
Текущий КИН 0.454 д.ед.
Компенсация 81 %
ПСС 52 га/скв.

Локальный прогиб/поднятие
Метод скользящего окна

Условные обозначения:

Слайд 7ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛЬНОГО КИН




Участок 1
Участок 2
Участок 3
Участок 1
Участок 2
Участок 3

Слайд 8ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ
Зависимость накопленной добычи жидкости от доли нефти в потоке





«Методика

построения карты текущей нефтенасыщенности по промысловым данным»
Бриллиант Л.С., Завьялов А.С., Недождий А.А. (ООО «ТИНГ»)

Распределение текущей насыщенности

Распределение ЭННТ пропластков

Слайд 9ЛОКАЛИЗАЦИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ

Начальные подвижные запасы нефти - 27 821 тыс.т

Накопленная добыча нефти

за период разработки - 14 210 тыс.т

Удельная накопленная добыча нефти - 153 тыс.т

Остаточные подвижные запасы нефти - 13 611 тыс.т

Карта плотности подвижных запасов*
(по состоянию на 01.03.2017 г.)

* «МЕТОДИКА ПОСТРОЕНИЯ КАРТЫ ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПО ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ», НЕДОЖДИЙ А.А. (ООО «ТИНГ»)

Плотность ПЗ, тыс.т/га




Слайд 10ОПИСАНИЕ СТРУКТУРЫ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПГИС
Иллюстрация выработки по разрезу
532


f ~90.8%
598

f

~90%

БС8(0)

БС8(1)

892

Sтек=0.36 Sнач=0.60

Sтек=0.45
Sнач=0.45

Sтек=0.27
Sнач=0.71

Sтек=0.42
Sнач=0.42

Sтек=0.36
Sнач=0.72

Sтек=0.55
Sнач=0.55


Коэфф.
текущей
нефт-сти,
д. ед

Слайд 11УПРАВЛЕНИЕ

Совершенствование системы заводнения

Управление заводнением

Практическая реализация

Слайд 12Совершенствование системы заводнения

Слайд 13УЧАСТКИ РАЗРАБОТКИ
Карта плотности подвижных запасов
по состоянию на 01.11.2017 г.
Карта пластового давления
по

состоянию на 01.11.2017 г.

Рпл нач. 241 атм

Слайд 14ПАСПОРТ УЧАСТКОВ РАЗРАБОТКИ
Карта участков разработки

Слайд 15КЛАСТЕРИЗАЦИЯ УЧАСТКОВ РАЗРАБОТКИ

Слайд 16


КЛАСТЕРИЗАЦИЯ УЧАСТКОВ РАЗРАБОТКИ
ПРИОРИТЕТ УЧАСТКОВ с перспективами нефтеизвлечения по критериям:
Плотность запасов
Коэффициент выработки
Текущее

пластовое давление

Участок 8

Участок 6

Участок 10

Участок 9

Участок 3

Участок 1

Участок 5

Участок 7

Участок 11

Участок 2

Участок 4

Участок 13

Участок 12


Комплексный критерий =
=Σнормированных (ПЗ, (1-Квыр), снижение Рпл)

Слайд 17КАРТА РЕЙТИНГА УЧАСТКОВ РАЗРАБОТКИ













Участок 1
Участок 2
Участок 3
Участок 6
рейтинг - 2
Участок 4
Участок

11

Участок 13

Участок 9
рейтинг - 4

Участок 8
рейтинг - 1

Участок 10
рейтинг - 3

Участок 7

Участок 12

Участок 5

Приоритет участков разработки

Слайд 18ФОРМИРОВАНИЕ ПЛАНА ПО ПЕРЕВОДУ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В СИСТЕМУ ППД
Правило формирования рейтинга:
Максимальная

плотность запасов при максимальном снижении пластового давления и минимальном коэффициенте выработки


- первоочередный участок


- перспективный участок


- дальняя перспектива


Слайд 19ОЧЕРЕДЕНОСТЬ ПЕРЕВОДОВ В ППД СКВАЖИН-КАНДИДАТОВ
КРИТЕРИЙ ФОРМИРОВАНИЯ РЕЙТИНГА
Минимальный дебит нефти на момент

перевода скважины
Максимальная дополнительной добычи нефти на единицу перевода














Участок 1
рейтинг - 6

Участок 2
рейтинг - 10

Участок 3
рейтинг - 5

Участок 6
рейтинг - 2

Участок 4

Участок 11
рейтинг - 9

Участок 13

Участок 9
рейтинг - 4

Участок 8
рейтинг - 1

Участок 10
рейтинг - 3

Участок 7
рейтинг - 8

Участок 12

Участок 5
рейтинг - 7

Слайд 20ЭФФЕКТИВНОСТЬ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМЫ ППД
Программа работ:
2017 год № скв.
Запуск в систему

ППД 446
Перевод в систему ППД 528
2018 год
Перевод в систему ППД 514
Перевод в систему ППД 579
2019 год
Перевод в систему ППД 595








Базовые показатели по состоянию на 01.01.2021 г.:

Рпл в зоне отбора - 18.1 МПа

Суточная добыча жидкости - 10 900 т/сут
Суточная добыча нефти - 731 т/сут
Обводненность - 93.2%

Прогнозируемые показатели после перевода в ППД по состоянию на 01.01.2021 г.:

Рпл в зоне отбора - 19.1 МПа

Суточная добыча жидкости - 10 673 т/сут
Суточная добыча нефти - 778 т/сут
Обводненность - 92.8%

Дополнительная добыча нефти за 5 лет
~ 34 тыс.т

Участков разработки



Слайд 21СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ. ВЫВОДЫ
Сдерживающими факторами в увеличении эффективности работ по управлению

заводнением - снижение пластового давления в зонах максимальной концентрации запасов нефти и отставание в организации системы ППД

В целях формирования устойчивых зон и создания потенциала для увеличения отборов жидкости на первоочередных участках разработки предложена программа работ по переводу скважин в ППД

Выполнение рекомендаций позволит в краткосрочной перспективе дополнительно добыть 34 тыс.т

Слайд 22Управление заводнением

Слайд 23ТЕНДЕНЦИИ В РЕШЕНИИ ЗАДАЧ ОПТИМИЗАЦИИ НЕФТЯНОГО ПРОИЗВОДСТВА
CAPEX
Интегрированное моделирование

Цель: оптимизировать капитальные затраты,

минимизировать риски при планировании инфраструктурных решений

Задача: синхронизировать решения подземной гидродинамики и гидравлики наземного обустройства

OPEX
BIG DATA и машинное обучение

Цель: нарастить добычу нефти и снизить операционную себестоимость


Задача: преобразовать производственный процесс управления разработкой месторождения, опираясь на информационный потенциал промысла и цифровые технологии.

Слайд 24МНОГОУРОВНЕВАЯ СИСТЕМА ОПЕРАТИВНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ И УПРАВЛЕНИЯ ДОБЫЧЕЙ

Слайд 25BIG DATA: Статистика измерений
Данные по 151 скважине

в период 1999-2017 гг.
23 307
актов

работ

Западно-Малобалыкское месторождение
Объект БС8

144
скважины

Модуль 1 – Модель ограничений

2

3

4

5

6

7

8

Слайд 26МАШИННОЕ ОБУЧЕНИЕ
I
Уровень
II
Уровень
III
Уровень
Модуль 2 – Селекция событий
1
3
4
5
6
7
8

Слайд 27ОЦЕНКА И МАСШТАБ ЯВЛЕНИЙ
Факторы, влияющие на снижение обводненности
Критерий выбора события:
снижение обводненность –

не меньше 3%
период снижения – не менее трех месяцев

Приемистость (скв. № 862)

Приемистость (скв. № 856)

Приемистость (скв. № 513)

Обводненность (скв. № 444)

Дин. уровень (скв. № 444)

Дебит жидкости(скв. № 444)

Модуль 2 – Селекция событий

1

3

4

5

6

7

8

Слайд 28РЕГИСТРАЦИЯ СОБЫТИЙ, СВЯЗАННЫХ СО ВЗАИМОВЛИЯНИЕМ СКВАЖИН
Пример пары скважин 526-442 (сильное влияние)


Карта

взаимовлияния скважин

Модуль 2 – Селекция событий

1

3

4

5

6

7

8

Слайд 29РЕГИСТРАЦИЯ СОБЫТИЙ, СВЯЗАННЫХ СО ВЗАИМОВЛИЯНИЕМ СКВАЖИН


Модуль 2 – Селекция событий
1
3
4
5
6
7
8
Карта взаимовлияния

скважин

Слайд 30РЕГИСТРАЦИЯ СОБЫТИЙ, СВЯЗАННЫХ СО ВЗАИМОВЛИЯНИЕМ СКВАЖИН

Карта взаимовлияния скважин
Модуль 2 – Селекция

событий

1

3

4

5

6

7

8


Слайд 31




ВИЗУАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ВЗАИМОВЛИЯНИЯ НЕ РЕШАЕТ ЗАДАЧУ РАСПОЗНАВАНИЯ СЛОЖНЫХ СВЯЗЕЙ В ЭЛЕМЕНТАХ

ЗАВОДНЕНИЯ

В площадных системах заводнения в среднем от 4 до 8 связей добывающих и нагнетательных скважин. Взаимовлияние «зашумлено» наложением множества одновременных событий: область уверенных решений, основанных на визуальном анализе: всего 3% элементов (одна связь), условных решений: 11% элементов (2 связи)

Распределение элементов заводнения по числу связей

Группа 1: одна связь
Область визуального анализа

Группа 3: более двух связей
Визуальный анализ нерезультативен


Полученные коэффициенты взаимного влияния служат исходной информацией для самообучающихся систем, задача которых: распознавание сложных многопараметрических связей в элементах и их тиражирование в оптимизационных алгоритмах


Группа 2: две связи
Область ограниченного применения визуального анализа


86%

3%

11%

Слайд 32Приемистость 878
qж
Приемистость 888
Приемистость 880
Приемистость 589
Приемистость 581
fв
Выходной сигнал
Входной сигнал
Модуль 3 – Многофункциональные

связи

1

2

4

5

6

7

8

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СКВАЖИН

Слайд 33Входной сигнал

2. Вычисление
3. Выходной сигнал

4. Сравнение с эталоном


5. Ошибка

6. Настройка весов

7.

Следующий
элемент выборки

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СКВАЖИН

Модуль 3 – Многофункциональные связи

1

2

4

5

6

7

8

Слайд 34
ПРОКСИ-МОДЕЛЬ ВЗАИМОВЛИЯНИЯ СКВАЖИН
14 (16%)
76 (84%)
Ошибка адаптации
6%
Ошибка адаптации
9%

Модуль 3 – Многофункциональные связи
1
2
4
5
6
7
8

Слайд 35МНОГОВАРИАНТНОСТЬ РЕШЕНИЙ ПОИСКА МАКСИМУМА В ДОБЫЧЕ НЕФТИ

96
добывающих
скважин
49
нагнетательных
скважин
2·1023
вариантов
распределения
закачки


Intel

Xeon E7
24 ядра, 350 GFLOPS
706 часов
(29 дней)

Полный диапазон
вариантов

Дебит нефти
Приемистость

Модуль 3 – Многофункциональные связи

1

2

4

5

6

7

8

Слайд 36ГРАДИЕНТНЫЙ МЕТОД ОПТИМИЗАЦИИ
Максимум суточной добычи нефти
Суммарный объем закачки

Суммарный объем жидкости
Устьевые

давления нагнетания

Модуль 4 – Потенциальная добыча

1

2

3

5

6

7

8

Слайд 37МНОГОВАРИАНТНОСТЬ РЕШЕНИЯ ОПТИМИЗАЦИОННОЙ ЗАДАЧИ
Суточная добыча нефти, т/сут
% вариантов распределения закачки

Текущая суточная

добыча нефти
849 т/сут

РЕШЕНИЕ
Потенциальная суточная добыча нефти
~1070 т/сут

Западно-Малобалыкское месторождение
96 элементов заводнения, 2·1023 вариантов распределения закачки

Модуль 4 – Потенциальная добыча

1

2

3

5

6

7

8

Слайд 38Суточная добыча нефти, т/сут
% вариантов распределения закачки
Суточная добыча нефти, т/сут
№ варианта

распределения закачки







Текущая суточная добыча нефти
849 т/сут

РЕШЕНИЕ
Потенциальная суточная добыча нефти
~1070 т/сут

ГРАДИЕНТНЫЙ МЕТОД ОПТИМИЗАЦИИ

Модуль 4 – Потенциальная добыча

1

2

3

5

6

7

8

Старт оптимизации

Итерация

Глобальный максимум

833G
54 т/сут

833G
49 т/сут

833G
35т/сут

Слайд 39

ОПТИМАЛЬНЫЙ ДИЗАЙН РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАКАЧКИ И ОТБОРОВ

Нормы отборов
Нормы закачки
Условные обозначения:
Запуск
скважины
Модуль 5 –

Дизайн отборов и закачки

1

2

3

4

6

7

8

Слайд 40ЦИФРОВЫЕ ИНДИКАТОРЫ ОПЕРАЦИОННОЙ МОДЕЛИ УПРАВЛЕНИЯ
Модуль 6 – Технологический режим скважин
1
2
3
4
5
7
8

Слайд 41ИНТЕГРАЦИЯ ЦИФРОВЫХ РЕШЕНИЙ В ПРОЦЕСС ФОРМИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН







BIG DATA
Шахматки,
Тех.режимы,
МЭР,

ГТМ,
Исследования,
Дела скважин…

Создание
прокси-модели

Выделение событий
Настройка
нейронной сети

Решение
оптимизационной
задачи

Учет ограничений
на скважинах и в
системе обустройства.
Оптимизация
градиентным
методом

Конструктор
ГТМ

Технологический
режим






Кластеризация
технологий.
Операционная
эффективность
добычи

Дизайн
отборов и закачки

Формирование
технологического
режима на основе
потенциала добычи и
ограничений

Потенциальная
добыча нефти

Модуль 6 – Технологический режим скважин

1

2

3

4

5

7

8

Слайд 42Практическая реализация

Слайд 43Оптимальный дизайн отборов и закачки
РЕШЕНИЕ ОПТИМИЗАЦИОННОЙ ЗАДАЧИ
Модуль 7 – План-график работ
1
2
3
4
5
6
8

Слайд 44
Элемент
НОВАЯ ПРАКТИКА УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ СКВАЖИН
Модуль 7 – План-график работ
1
2
3
4
5
6
8

Слайд 45ПЛАН ДЕЙСТВИЙ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ПАДЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Модуль 7 – План-график работ
1
2
3
4
5
6
8

Слайд 46ПЛАН ДЕЙСТВИЙ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ПАДЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Программа мероприятий

Модуль 8 – План

по добыче

1

2

3

4

5

6

7

Слайд 47ВЫПОЛНЕНИЕ ПРОГРАММЫ РАБОТ
II квартал 2017 г.
Оптимизированность элементов заводнения
Июль 2017 г.

Выполнение программы

– 27%

Слайд 48ВЫПОЛНЕНИЕ ПРОГРАММЫ РАБОТ
III квартал 2017 г.

Оптимизированность элементов заводнения
Сентябрь 2017 г.
Выполнение программы

– 46%

Слайд 49ПРОЕКТ «УПРАВЛЕНИЕ ДОБЫЧЕЙ» ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТ

*по состоянию на конец квартала

Слайд 50ОЖИДАЕМАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТ. 2017 год


2016 год

НИОКР








период
реагирования
Практическая реализация
2017 год

Оптимизированность
Выполнение программы
7%
26%
48%
43%
54%
42%
42%
31%
34%
37%
34%
51%
43%
43%

Слайд 51ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Слайд 52РАНГИ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ПОВЕРХНОСТНОГО ОБУСТРОЙСТВА ПО СТЕПЕНИ РЕГУЛИРУЕМОСТИ

Слайд 53За период выполнения контракта, с мая по ноябрь 2017 года, оптимизированы

режимы работы добывающих и нагнетательных скважин на 40 из 96 элементов заводнения. Степень оптимизированности закачки достигла 43%

Внедрение цифровых технологий в практику управления режимами скважин демонстрирует устойчивую эффективность:
достигнуто снижение месячных темпов падения добычи нефти с 18% на 5% и созданы условия для наращивания объемов нефтедобычи. Согласно промысловой отчетности за период, с июня по октябрь 2017 г., по данным первичных замеров, отраженных в Технологических режимах, суточная добыча нефти стабилизировалась и намечается рост. Стабилизировалась на отметках ~92% обводненность продукции скважин

Эффективность работ характеризуется объемом дополнительно добытой нефти ~11 тыс.т (6.5%). Ожидаемая дополнительная добыча по итогам года (за период с мая по декабрь 2017 г.) составит 16 тыс.т (8.3%)

ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТ. ВЫВОДЫ

Слайд 54ОПЫТ

Слайд 55Проекты 6-7: прогноз добычи (первый год практической реализации)
ОПЫТ ПРАКТИЧЕСКОЙ РЕАЛИЗАЦИИ

Слайд 56

2015 г.
2014 г.
2017 г. 0%
-19%
-12%
Темпы падения
900 т/сут
2016 г. -5%
Управление добычей

реагирование
Расчет

– 330
Факт – 329

Расчет – 317
Факт* – 315

Добыча нефти, тыс.т

ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТ ТПП «ПОВХНЕФТЕГАЗ». УЧАСТОК ОПР. ОБЪЕКТ ЮВ1 ВАТЬЕГАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Слайд 57


2014 г.
2013 г.
+25%
-21%
Темпы падения
2015 г.
-8%
2014 г.
-33%
2015 г.
+91%

Участок №1
Участок №2
Участок №1
Участок №2
ПРОЕКТ

ОПР «УРЬЕВСКОЕ». ОБЪЕКТ ЮВ1.
ТПП «ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ»

Слайд 58Новый формат коммуникаций
Новые компетенции
Кросс-платформенные группы
специалистов ТПП и ООО «ТИНГ»
Обучение и

сертификация.
Информационная среда ИРВУД

Новая технология - ИРВУД

Модель управления добычей, основанная на новых регламентах принятия решений

Новые технические решения

Повышение регулируемости кустовых площадочных сооружений

НОВЫЕ ПРАКТИКИ И ДОСТИЖЕНИЯ

Слайд 5914
часов
лекционных
занятий
40
тренингов
47
часов
практических
занятий
5
авторских
лекций
52
инструмента
управления
добычей
Библиотека и селекция событий
План по добыче
Многофункциональные связи
Генератор оптимизации
Дизайн отборов

и закачки

Технологический режим скважин

План-график работ

НОВЫЕ КОМПЕТЕНЦИИ

Слайд 60СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ

Слайд 61РЕЗЕРВ

Слайд 62


ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТ. СКВАЖИНА №869
Карта текущих отборов по состоянию на 01.12.2017 г.
Δf=-15.9%
ΔQн=+1.3

тыс.т

Программа работ

Скв. №862
- ВПП, снижение приемистости (07.2017 г.)

Скв. №868
- ВПП (07.2017 г.)



Слайд 63
ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТ. СКВАЖИНА №2017

Δf=-14.2%
ΔQн=0.5 тыс.т

Карта текущих отборов по состоянию на 01.12.2017

г.

Программа работ:

Скв. №644
- Увеличение приемистости (10.2017 г.)

Скв. №2017
- Увеличение отборов
(10.2017 г.)




Слайд 64
ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТ. СКВАЖИНА №641

Δf=-6.8%
ΔQн=0.2 тыс.т

Карта текущих отборов по состоянию на 01.12.2017

г.

Программа работ:

Скв. №646
- Запуск в добычу (08.2017 г.)

Скв. №901
- ВПП (08.2017 г.)
- Увеличение приемистости
(10.2017 г.)


Значения контрольных замеров обводненности в пределах
40-70%





Слайд 65
ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТ. СКВАЖИНА №833G


Карта текущих отборов по состоянию на 01.12.2017 г.
Программа

работ:

Скв. №436
- ВПП (07.2017 г.)

Скв. №545
- Остановка (08.2017 г.)

Скв. №437
- Увеличение приемистости
(10.2017 г.)


Значения контрольных замеров обводненности в пределах
34-75%


Слайд 66Запуск в систему ППД – скважина № 446

Дата запуска - 2017 г.


ПОКАЗАТЕЛИ В ЗОНЕ ПЕРЕВОДА
Текущие показатели:

Рпл в зоне отбора - 16.8 МПа

Суточная добыча жидкости - 2 206 т/сут
Суточная добыча нефти - 145 т/сут
Обводненность - 93.3%

Прогнозируемые показатели
(средние за 5 лет):
Рпл в зоне отбора - 18.3 МПа

Суточная добыча жидкости - 2 373 т/сут
Суточная добыча нефти - 157 т/сут
Обводненность - 93.4%

Дополнительная добыча нефти за 5 лет
~ 12.6 тыс.т


ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ
СКВАЖИНА № 446



Участков разработки

Слайд 67Перевод в систему ППД – скважина № 528
Дата перевода - 2017 г.


ПОКАЗАТЕЛИ

ЭФФЕКТИВНОСТИ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ
СКВАЖИНА № 528

ПОКАЗАТЕЛИ ПО СКВАЖИНЕ 528
Текущие показатели:
Дебит жидкости - 176.6 т/сут
Дебит нефти - 2.9 т/сут
Обводненность - 98%
На момент перевода:
Дебит жидкости - 176.6 т/сут
Дебит нефти - 2.9 т/сут
Обводненность - 98%

ПОКАЗАТЕЛИ В ЗОНЕ ПЕРЕВОДА
Текущие показатели:

Рпл в зоне отбора - 16.9 МПа

Суточная добыча жидкости - 1 796 т/сут
Суточная добыча нефти - 103 т/сут
Обводненность - 94.2%

Прогнозируемые показатели (средние за 5 лет):
Рпл в зоне отбора - 19.1 МПа

Суточная добыча жидкости - 1 660 т/сут
Суточная добыча нефти - 106 т/сут
Обводненность - 93.8%

Дополнительная добыча нефти за 5 лет ~ 6.7 тыс.т

Участков разработки

Слайд 68

ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ
СКВАЖИНА №579
Перевод в систему ППД – скважина

№ 579
Дата перевода - 2018 г.

ПОКАЗАТЕЛИ ПО СКВАЖИНЕ 579
Текущие показатели по скважине :
Дебит жидкости - 95.1 т/сут
Дебит нефти - 5.1 т/сут
Обводненность - 95%

Показатели по скважине на момент перевода:
Дебит жидкости - 92.6 т/сут
Дебит нефти - 2.9 т/сут
Обводненность - 98%

ПОКАЗАТЕЛИ В ЗОНЕ ПЕРЕВОДА
Текущие показатели:

Рпл в зоне отбора - 16.7 МПа

Суточная добыча жидкости - 1 506 т/сут
Суточная добыча нефти - 97 т/сут
Обводненность - 93.6%

Прогнозируемые показатели (средние за 5 лет):
Рпл в зоне отбора - 19.1 МПа

Суточная добыча жидкости - 1 483 т/сут
Суточная добыча нефти - 100 т/сут
Обводненность - 93.2%

Дополнительная добыча нефти за 5 лет ~ 5.6 тыс.т

Участков разработки

Слайд 69

ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ
СКВАЖИНА № 514
Перевод в систему ППД –

скважина № 514
Дата перевода - 2018 г.

ПОКАЗАТЕЛИ ПО СКВАЖИНЕ 514
Текущие показатели:
Дебит жидкости - 165.2 т/сут
Дебит нефти - 5.7 т/сут
Обводненность - 97%

На момент перевода:
Дебит жидкости - 164.1 т/сут
Дебит нефти - 3.7 т/сут
Обводненность - 98%

ПОКАЗАТЕЛИ В ЗОНЕ ПЕРЕВОДА
Текущие показатели:

Рпл в зоне отбора - 17.1 МПа

Суточная добыча жидкости - 1 363 т/сут
Суточная добыча нефти - 70 т/сут
Обводненность - 94.8%

Прогнозируемые показатели (средние за 5 лет):
Рпл в зоне отбора - 18.5 МПа

Суточная добыча жидкости - 1 320 т/сут
Суточная добыча нефти - 72 т/сут
Обводненность - 94.7%

Дополнительная добыча нефти за 5 лет ~ 4.8 тыс.т

Участков разработки

Слайд 70ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ
СКВАЖИНА №595


Перевод в систему ППД – скважина

№ 595
Дата перевода - 2019 г.

ПОКАЗАТЕЛИ ПО СКВАЖИНЕ 595
Текущие показатели:
Дебит жидкости - 201.9 т/сут
Дебит нефти - 8.5 т/сут
Обводненность - 96%

На момент перевода:
Дебит жидкости - 205.8 т/сут
Дебит нефти - 3.7 т/сут
Обводненность - 98%

ПОКАЗАТЕЛИ В ЗОНЕ ПЕРЕВОДА
Текущие показатели:

Рпл в зоне отбора - 17.1 МПа

Суточная добыча жидкости - 1 117 т/сут
Суточная добыча нефти - 80 т/сут
Обводненность - 92.8%

Прогнозируемые показатели (средние за 5 лет):
Рпл в зоне отбора - 18.3 МПа

Суточная добыча жидкости - 1 076 т/сут
Суточная добыча нефти - 82 т/сут
Обводненность - 92.4%

Дополнительная добыча нефти за 5 лет ~ 4.3 тыс.т

Участков разработки


Слайд 71СХЕМА ОБУСТРОЙСТВА




132
Qтек=401
ΔQ= +17%
Qрек=470
Qобщ=401
БКНС-3А
Рек. реж.
№скв
Dшт
qз↑
644
14
В реж.
901
-


Pвых=159
Pвх=187

131
Qтек=809
ΔQ= -7%
Qрек=750
Qобщ=809
БКНС-3А
Рек. реж.
№скв
Dшт
qз↑
873
-
В реж.
882
-
Pвых=164
Pвх=187
В реж.
891
10
qз ↓
575
-

129
Qтек=164
ΔQ= +22%
Qрек=200
Qобщ=164
БКНС-3А
Рек.

реж.

№скв

Dшт

qз↑

2020

-

Pвых=115

Pвх=187


126

Qтек=1310

ΔQ= -11%

Qрек=1160

Qобщ=1310

БКНС-3А

Рек. реж.

№скв

Dшт

qз↑

529

-

В реж.

530

-

Pвых=181

Pвх=187

qз↑

597

4

qз↑

831

5

В реж.

885

-

qз ↓

884

8


125

Qтек=1182

ΔQ= +2%

Qрек=1200

Qобщ=1182

БКНС-3А

Рек. реж.

№скв

Dшт

qз ↓

868

13

qз↑

875

5

Pвых=168

Pвх=187

qз↑

876

8

В реж.

829

-

В реж.

587

-


124

Qтек=773

ΔQ= +9%

Qрек=840

Qобщ=773

БКНС-3А

Рек. реж.

№скв

Dшт

В реж.

892

-

qз↑

895

-

Pвых=165

Pвх=187

qз ↓

888

-

qз↑

589

-


123

Qтек=1262

Qрек=1140

Qобщ=1262

БКНС-3А

Рек. реж.

№скв

Dшт

В реж.

878

-

qз ↓

581

-

Pвых=164

Pвх=187

В реж.

582

-

В реж.

880

10

В реж.

27R

-

В реж.

862

-

В реж.

863

-



122

Qтек=958

ΔQ= +9%

Qрек=1045

Qобщ=958

БКНС-3А

Рек. реж.

№скв

Dшт

qз↑

547

15

qз↑

566

-

Pвых=160

Pвх=187

qз ↓

856

9

В реж.

857

13

qз ↓

859

-

qз↑

5K

3


121

Qтек=339

ΔQ= -23%

Qрек=260

Qобщ339

БКНС-3А

Рек. реж.

№скв

Dшт

В реж.

608

8

qз ↓

507

13

Pвых=186

Pвх=187


115

Qтек=1182

ΔQ= -15%

Qрек=1100

Qобщ=1182

БКНС-3А

Рек. реж.

№скв

Dшт

В реж.

446

Ост. (тех прич.)

В реж.

436

8

Pвых=171

Pвх=187

В реж.

437

-

qз ↓

439

В реж.

513

-

qз↑

545

13

В реж.

546

5


БКНС-3А


105

Qтек=803

ΔQ= -18%

Qрек=660

Qобщ=803

БКНС-3А

Рек. реж.

№скв

Dшт

В реж.

442

6

qз ↓

458

13

Pвых=182

Pвх=187

В реж.

836

10


102

Qтек=943

ΔQ= +7%

Qрек=1010

Qобщ=943

БКНС-3А

Рек. реж.

№скв

Dшт

В реж.

801

8

qз↑

802

9

Pвых=177

Pвх=187

В реж.

806

5




Условные обозначения

- действующие водоводы


- точка врезки

105

- существующая кустовая площадка


Степень регулируемости:



III

II

I



- водозаборная скважина

К

ΔQ= -10%

Похожие презентации

Проект Успешное чтение 170
Модели коммуникаций 187
СОВРЕМЕННЫЕ ПРОБЛЕМЫ СОЦИОЛОГИИ 393
angelina 452
Русская художественная культура эпохи просвещения. 327
Проектная деятельность на уроках математикив начальной школе. 159

Обратная связь

Если не удалось найти и скачать презентацию, Вы можете заказать его на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:

Email: Нажмите что бы посмотреть 

Что такое ThePresentation.ru?

Это сайт презентаций, докладов, проектов, шаблонов в формате PowerPoint. Мы помогаем школьникам, студентам, учителям, преподавателям хранить и обмениваться учебными материалами с другими пользователями.

Для правообладателей

Яндекс.Метрика