Состояние реализации проектного фонда, анализ работы скважин

По состоянию на 01.01.2013г. на месторождении пробурено 927 скважин (из них 24 разведочных), в том числе, согласно проектному назначению, 673 добывающие, 231 нагнетательная и 23 вспомогательные (поглощающие).Характеристика пробуренного фонда скважин по объектам месторождения и в целом представлена в таблице 5.2.

Большая часть фонда пробурена на башкирский ярус, наиболее крупный и освоенный объект месторождения. Показатели добычи и закачки этого объекта определяют большинство накопленных и текущих показателей разработки всего месторождения.

На дату анализа добывающий фонд месторождения состоит из 559скважин (включая 19 проектных нагнетательных скважины, находящихся в отработке на нефть), в том числе 555 действующие и четыре бездействующие.Кроме того, из пробуренных как добывающие37 скважин находятся в консервации, 25 скважин переведены в контрольные и 26 скважин – в пьезометрические, семь скважин – в поглощающие, 28 скважин – под закачку и 14 скважин ликвидированы. Среди добывающих скважин пробурены пять горизонтальных скважин, в 24 скважинах зарезаны боковые горизонтальные стволы и в двух – боковые наклонно-направленные стволы. Одна добывающая скважина и 71 нагнетательная скважина работают в режиме совместной эксплуатации верейского и башкирского объектов, в т.ч. одна нагнеательная – с использованием оборудования одновременно-раздельной закачки.

Таблица 5.2 – Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2013 г.

Все добывающие нефтяные скважины на месторождении механизированы и оборудованы, в основном, ЭЦН и ШГН. При этом доля ЭЦН составляет 32 %, доля ШГН – 60 % всех действующих скважин. Одна скважина оборудована ЭВН и одна – ШВН. Большая часть накопленной добычи нефти получена за счет ШГН (87 %) и 12,8 % за счет ЭЦН. За декабрь 2012 года скважины, оборудованные ЭЦН, добыли 49,5 % нефти и 89 % воды от всей добычи на месторождении.

Диапазон дебитов скважин на 01.01.2013 г. по нефти – от 0,03 до 39,3 т/сут, по жидкости – от 0,1 до 701 т/сут. Средний дебит скважин по нефти 3,3 т/сут, по жидкости 62,8 т/сут. 80 % скважин имеют дебит нефти до 5 т/сут и 3,4 % – более 10 т/сут. Доля высокодебитных скважин (от 20 т/сут) составляет 0,2 % (одна скважин). По дебиту жидкости основная доля фонда скважин (70 %) эксплуатируется в диапазоне до 60 т/сут. Доля малообводненных скважин (обводненность менее 20 %) составляла 16 %, доля высокообводненных (обводненность более 90 %) – 50 %.

На месторождении из 562 действующих добывающих скважин 110 скважин (19,5 % действующего фонда) имели дебит по нефти менее 1,0 т/сут. Из них 38 скважин работают на верейском объекте, 67 – на башкирском и пять – на визейском. Большинство из них(62 %) высокообводненные (обводненность более 90 %).

В декабре 2012 года по добывающему фонду коэффициент использования составлял 0,993, коэффициент эксплуатации – 0,972.

На дату анализа нагнетательный фонд месторождения состоит из 219 скважин (в том числе 19 проектных добывающих скважин), из них214 действующие и пять бездействующих. В 71 скважине осуществляется совместная закачка в пласты верейского и башкирского объектов. Кроме того, из пробуренных как нагнетательные,19 скважин находятся в отработке на нефть, одна скважина переведена под поглощение и 17 скважин ликвидированы. Под закачкой в режиме технологий теплового воздействия на дату анализа находилось 22 скважины (10,3 % от общего количества действующих нагнетательных скважин).

На месторождении пробурено 23 поглощающих скважины. Под поглощение переведено семь добывающих и одна нагнетательная скважина. Четыре скважины, пробуренные как вспомогательные, переведены в добычу нефти, одна – под нагнетание Действующий вспомогательный фонд включает 19 поглощаюших скважин (14 – на серпуховские отложения и пять – на фаменские). Четыре скважины, пробуренные как поглощающие, переведены в добывающий фонд. Шесть вспомогательных скважин ликвидированы. На объектах захоронения три контрольные и две пьъезометрические скважины.

По состоянию на 01.01.2013 г. 13,9 % добывающих скважин находится в бездействии, консервации или переведены в контрольно-пьезометрический фонд. Большая часть этих скважин выведена из эксплуатации в период 2001-2005 г. г. Основная доля скважин, находящихся в консервации, приходится на башкирский объект (78 %). На башкирском объекте в бездействии находились пять нагнетательных скважин, в консервации – три. Одна нагнетательная скважина переведена под поглощение. Ликвидировано 17 нагнетательных скважин.

Анализ показателей эксплуатации неработающего фонда добывающих скважин на дату остановки показал, что большая часть этих скважин (86 %) была остановлена с дебитом нефти менее 0,5 т/сут и большая часть этих скважин (87 %) была обводнена свыше 90 %. Таким образом, эта группа скважин характеризуется низкой продуктивностью и высокой обводненностью. Ввод этих скважин в эксплуатацию потребует применения современных технологий по восстановлению подземного оборудования скважин и технологий по воздействию на пласты с целью изоляции водопритоков и интенсификации отборов нефти.

За 2011-2012 г.г. проанализировано выполнение программы вывода скважин из неработающего фонда, рекомендованной в дополнениии к технологической схеме разработки 2011 года:

– выведены из бездействия в добычу две добывающие и под закачку девять нагнетательных скважин;

– одна бездействующая нагнетательная скважина ликвидирована и одна – переведена в поглощающие на другой объект;

– из консервации выведены девять скважин, в т. ч. из фонда башкирского объекта две скважинывведены в добычу, три переведены под закачку и одна скважина переведена в добычу на другом объекте, из фондаверейского объекта одна скважина введена в добычу и одна скважина переведена в поглощающие на другой объект, из фондавизейского объекта одна скважина введена под закачку;

– шесть скважин переведены из наблюдательных в добывающие, в т. ч. со сменой объекта;

– одна пъезометрическая скважина переведена в добывающие (со сменой объекта);

За последние два годв из добывающих 11 скважин переведеныв пьезометрический фонд и 1 скважина в наблюдательный фонд (со сменой объекта), три – в бездействие.

Программа ввода в эксплуатацию неработающих скважин по состоянию на 01.01.2013 г. приведена в таблице П.5.1.

Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2013 г. приведено в таблице 5.3.

Верейский объект практически не разбурен, его разработка осуществляется возвратным фондом скважин башкирского объекта.

Башкирский объект практически весь разбурен.В действующем проектном документе предусматривается бурение дополнительных добывающих скважин в северной части залежиФонд для бурения на 01.01.2013 г. составляет четыре добывающие скважины.

Визейский объект разбурен по проектной сетке не полностью. В действующем проектном документе предусматривается бурение трех добывающих скважин в разбуренной части объекта, а также семи добывающих и двух нагнетательных на остальной площади залежи.В 2012 году на разбуренной части залежи из двух скважин вышележащих объектов пробурены БГС в районы проектных скважин, с учетом этого фонд для бурения на 01.01.2013 г. составляет восемь добывающих и две нагнетательные скважины.

Таблица 5.3 – Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2013 г.

На серпуховские, фаменские и турнейские пласты в действующем проектном документе бурение дополнительных поглощающих скважин для утилизации попутно добываемой воды не предусмотрено. Согласно действующему проектному документу бурение добывающих и нагнетательных скважин на турнейский объект также не предусмотрено.

Из всего вышеизложенного относительно текущего состояния разработки месторождения в целом можно сделать следующие выводы:

– состояние разработки в целом удовлетворительное;

– реализованная система разработки достаточно эффективна;

– основные проектные решения выполняются.