, который составил 1581,1 тыс. т. при среднегодовой обводненности продукции 40,2%, приходится на 2004 год, добыча жидкости находится на уровне 2644,5 тыс. т. Первые четыре года с объекта добывалась практически безводная нефть, и только с 2005 года отмечается интенсивный рост обводненности продукции, который за 5 лет составил почти 60%.
Таблица 3.2.2. Результаты работы горизонтальных скважин
№ скважины
|
Длина
горизонтального
ствола,
м
|
Накопленная добыча
|
Параметры работы на 01.08.2010 г.
|
Нефти,
тыс. т
|
Жидкости,
тыс. т
| Дебит
|
Обводненность, %
|
жидкости,
т/сут
|
нефти,
т/сут
|
399
|
637
|
5,4
|
5,5
|
369,7
|
360,5
|
2,5
|
3044
|
565
|
3,4
|
47,6
|
78,2
|
5,5
|
93,0
|
3049
|
541
|
44,4
|
58,4
|
85,0
|
56,2
|
33,9
|
504
|
519
|
151,4
|
173,3
|
242,5
|
116,6
|
51,9
|
871
|
437
|
110,7
|
116,3
|
310,7
|
278,7
|
10,3
|
541
|
428
|
12,1
|
22,4
|
230,1
|
110,8
|
51,9
|
648
|
635
|
9,9
|
10,1
|
236,0
|
233,0
|
1,3
|
Всего
|
|
337,3
|
433,6
|
211,5
|
164,5
|
28,6
|
Формирование системы ППД началось в мае 1992 года с вводом первых пяти скважин на севере (1035, 1036, 1039, 1064, 1066) и двух в центре (1090, 1092) восточного купола месторождения. Ввод новых нагнетательных скважин разрезающих рядов происходил с некоторым отставанием от ввода новых добывающих скважин. Всего на 01.08.2010 г. в эксплуатационном нагнетательном фонде числится 63 скважины, из которых 51 скважина находится под закачкой.
В 2011 году на объекте было добыто 1455,7 тыс. т нефти, 3161,2 тыс. т жидкости и 673,4 млн. м3 газа при средней обводненности 53,9%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 39,2 т/сут, по жидкости – 85,0 т/сут, средний газовый фактор – 463 м3/сут.По состоянию на 01.08.2010 г. на объекте с начала разработки было добыто 15218,9 тыс. т нефти, 23458 тыс. т жидкости и 5764,2 млн. м3 газа при средней обводненности продукции – 61%, накопленный объем закачки воды – 40952,7 тыс. м3. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 41,1 т/сут, по жидкости – 105,3 т/сут, средний газовый фактор – 486 м3/т, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,143 (по РГФ). Карта текущего состояния разработки приведена на рисунке 3.2.1.6.Анализ выполнения проектных решений показал, что фактические уровни добычи практически соответствуют проектным. За 2010 год добыча нефти ниже проектной на 10%, жидкости – на 7%. По накопленной добыче отставание составило по нефти на 2,2%, а по жидкости наоборот перевыполнение почти на 0,5%. Из таблицы 3.2.1.4 видно, что фактический действующий фонд значительно, почти в 3 раза, ниже проектного, а средние дебиты по нефти почти в 2 раза выше. Обводненность продукции за 2010 год составила 53,9% против 52,6% по проекту. Необходимо отметить, что за 2011 года обводненность выросла на 7,1% и составила – 61%.На дату анализа подавляющее большинство действующего фонда (89,5%) эксплуатируется механизированным способом, в основном с помощью электроцентробежных насосов. Из 86 скважин установками ЭЦН оборудовано 77, и только 9 скважин эксплуатируется фонтанным способом.Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2011 год 983,3 тыс. т или 67,5%, а за 2011 г. – 652,8 тыс. т или 84,8%. Средний дебит: по нефти соответственно 33,5 т/сут и 38,6 т/сут; по жидкости 86,9 т/сут и 103,8 т/сут; обводненность продукции 61,4% и 64,0%.Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2010 году фонтанным способом, составила 472,4 тыс. т или 32,5%, а за 2011 г. – 116,9 тыс. т или 15,2%. Средний дебит по нефти соответственно 60,5 т/сут и 66,5 т/сут; по жидкости 78,4 т/сут и 91,0 т/сут: обводненность продукции 23,1% и 26,9%. Распределение основных показателей разработки по применяемым на объекте способам добычи в 2010–2011 гг. приводится в таблице 3.2.3.
Таблица 3.2.3. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации скважин объекта ЮВ
1 за 2010–2011 гг.
Способ
эксплуатации
|
Добыча нефти,
тыс. т
|
Добыча жидкости,
тыс. т
|
Дебит нефти, т
|
Дебит жидкости,
т
|
Обводнен-
ность,
%
|
2010
год
|
2011
год
|
2010
год
|
2004
год
|
2010
год
|
2011
год
|
2010
год
|
2011
год
|
2010
год
|
2011
год
|
Фонтан
|
472,4
|
116,8
|
614,1
|
160,0
|
60,5
|
66,5
|
78,4
|
91,0
|
23,1
|
26,9
|
ЭЦН
|
983,3
|
652.8
|
2546,8
|
1812.0
|
33,5
|
38,6
|
86,9
|
106,8
|
61,4
|
64.0
|
ГПН
|
0,1
|
|
0,2
|
|
2,5
|
|
9,8
|
|
74,6
|
|
Всего
|
1455,7
|
769.6
|
3161,2
|
1972.0
|
39,2
|
41,1
|
85,0
|
105.3
|
53,9
|
61.0
|
Всего за период эксплуатации объекта с помощью погружных электроцентробежных насосов было добыто 4388,6 тыс. т, фонтанным способом – 9863,9 тыс. т, и с помощью установок плунжер-лифт – 805.7 тыс. т. Таким образом, большая часть (65,6%) общей добычи нефти была обеспечена с помощью фонтанного способа эксплуатации (рисунок 3.2.4.).Как уже отмечалось ранее, объект ЮВ
1 находится на первой стадии разработки. Из 94 скважин 51 эксплуатируются с обводненностью более 70%. Распределение действующих скважин по интервалам дебитов нефти и обводненности представлено в таблице 3.2.5. Из таблицы видно, что с дебитами нефти менее 10 т/сут работает 25 скважин, что составляет 26%, с дебитом от 10 до 50 т/сут – 39 скважин (40,6%), с дебитом от 50 до 100 т/сут – 20 скважин (20,8%) и с дебитом от 100 до 150 т/сут – 7 скважин (7,2%). Остальные 5 скважин имеют дебит более 150 т/сут.
Таблица 3.2.5. Распределение действующего фонда скважин объекта ЮВ
1 по дебитам нефти и обводненности
Дебит нефти,
т/сут
|
Обводненность,
|
<10
|
10–30
|
30–50
|
50–70
|
70–90
|
90–95
|
>95
|
Итого
|
0–10
|
1
|
|
|
2
|
9
|
7
|
6
|
25
|
10–50
|
2
|
1
|
4
|
5
|
23
|
4
|
|
39
|
50–100
|
4
|
5
|
5
|
4
|
2
|
|
|
20
|
100–150
|
|
1
|
4
|
2
|
|
|
|
7
|
150–200
|
|
1
|
|
|
|
|
|
1
|
200–250
|
1
|
|
|
|
|
|
|
1
|
250–300
|
|
1
|
|
|
|
|
|
1
|
300–350
|
|
1
|
|
|
|
|
|
1
|
>350
|
1
|
|
|
|
|
|
|
1
|
Итого
|
9
|
10
|
13
|
13
|
32
|
11
|
6
|
94
|
По интервалам обводненности действующие скважины распределились следующим образом: с обводненностью менее 50% работают 32 скважины, что составляет 33,3%, с обводненностью же более 50% эксплуатируются 62 скважины (66,6%). С высокой обводненностью более 90% отмечены 17 скважин или 17,7% причем накопленный отбор по ним составил 788,6 тыс. т или 52,6 тыс. т на скважину (здесь исключены скважины 5к и 6к, которые отобрали в сумме всего 4 тонны).
Высокая обводненность продукции характерна для скважин, где перфорацией была вскрыта монолитная часть разреза, по которым опережающим темпом проходил основной объем нагнетаемой в пласт воды. Кроме того, в этой группе, из семи исследованных скважин на источник обводнения, в шести – выявлены заколонные перетоки с нижележащих водоносных коллекторов.Неработающий добывающий фонд (без совместных скважин) по состоянию на 1.08.2011 г. составил 31 скважину или 26,3% от числящегося эксплуатационного фонда. Основной рост неработающего фонда скважин начинается с 1992 г., и за 19 лет он достигает своего максимального показателя – 59 скважин.Распределение скважин неработающего фонда по интервалам дебитов нефти и обводненности на дату анализа представлено в таблице 3.2.6. Из таблицы видно, что из 31 скважины неработающего фонда обводненность более 90% зафиксирована примерно в половине всех скважин, причем эта же группа находится в интервале дебита по нефти менее 5 т/сут.Таблица 3.2.6. Распределение неработающего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности объекта ЮВ
1 на 1.08.11 г.
Дебит нефти,
т/сут
|
Обводненность, %
|
0–30
|
30–60
|
60–90
|
90–95
|
95–98
|
>98
|
Итого
|
<5
|
1
|
|
2
|
3
|
6
|
6
|
18
|
5–10
|
3
|
|
1
|
|
|
|
4
|
10–30
|
1
|
|
4
|
|
|
|
5
|
30–50
|
1
|
1
|
|
|
|
|
2
|
50–70
|
1
|
|
|
|
|
|
1
|
70–100
|
|
|
|
|
|
|
|
>100
|
1
|
|
|
|
|
|
1
|
Итого
|
8
|
1
|
7
|
3
|
6
|
6
|
31
|