Технологическая часть. 
Анализ разработки Правдинского месторождения

Проектные решения по разработки месторождения

Правдинское месторождение находится на третий стадии разработки. Основной целью является оценка эффективности применяемой технологии разработки и выработки запасов нефти, внесение корректив в систему разработки для повышения эффективности процесса эксплуатации нефтяных залежей и обеспечение достижения проектной величины коэффициента нефтеизвлечения в связи с отклонением фактических показателей от проектных. Одной из задач является также обеспечение ввовода в разработку неразрабатываемых частей основных нефтяных залежей и второстепенных нефтяных залежей, вскрытых в разрезе осадочной толщи.

Правдинское месторождение введено в разработку в 1968 году согласно технологической схеме, составленной ВНИИ на основе запасов, утвержденных ГКЗ СССР в 1967 году.

Всего по Правдинскому месторождению составлено семь проектных документов:

• 1. Технологическая схема разработки Правдинского месторождения, составленная ВНИИ в 1966 году.
• 2. Комплексная схема разработки Правдинского месторождения, утвержденная ЦКР Миннефтепрома, протокол № 525 от 14 июля 1977 года.
• 3. Уточненный проект разработки Правдинсксго месторождения, утержденный ЦКР Миннефтепрома, протокол № 591 .от 17 мая 1978 года.
• 4. Анализ разработки Правдинского месторождения с уточнением технологических показателен до 2000 года, утвержденный ЦКР Миннефтепрома, протокол № 1005 от 3 ноября 1982 года.
• 5. Дополнительная записка «Анализ разработки Правдинского месторождения с уточнением технологических показателей до 2000 года», утвержденная техсоветом Главтюменнефтегаза, протокол от 24 января 1983 года.
• 6. Технологическая схема разработки пластов БС8 и БС9 Правдинского месторождения, утвержденная ЦКР СССР, протокол ,№ 1181 от 25 декабря 1985 года.

В южной части проведены расчеты на запасы в пределах рентабельной нефтенасыщенной толщины 5 м и вариант с размещением скважин до 2 м нефтенасыщенной толщины пласта.

Основные проектные положения разработки Правдинского месторождения следующие:

• 1. Выделение в качестве разрабатываемых четырех эксплуатационных объектов — БС5, БС6, БС8 и БС9. Консервация залежей горизонтов АС 10−11 И БС18 вследствие их низкой продуктивности,
• 2. Горизонты БС5 и БС6 являются единым эксплуатационным объектом с раздельной закачкой: для горизонта БС5 принята трехрядная система разработки с плотностью сетки скважин 22−104 м²/скв;.; для горизонта БС6 пятирядная и трехрядная блоковая системы и обращенная девятиточечная система при средней плотности сетки скважин 50−104;м2/скв.; горизонты БС8 и БС9 разрабатываются самостоятельными сетками скважин при семиточечной обращенной схеме площадного заводнения, скважины размещены по сетке 750×750 м, 500×500 м и 400×400 м. «
• 3. Давление на устье нагнетательных скважин принято равным 15 МПа для горизонтов БС5 и БС6 и 18 МПа для горизонтов БС8 и БС9. Закачивается сточная, пресная и сеноманская вода.
• 4. Добыча нефти преимущественно механизирована. Вследствие снижения эффективности газлифта в поздней стадии разработки газлифтные скважины переведены на насосный способ добычи. Фонтанные скважины постепенно переводятся на механизированную добычу.

В 1996 году институтом СибНИИ НП составлены «Дополнительная записка к технологической схеме разработки пластов БС8 и БС9 Правдинского месторождения (северная часть), в которой даны технологические ре-щения по вводу в разработку неразбуренной части пластов БС8 и БС9. Указанная работа в ЦК Минтопэнерго не рассматривалась и не утверждалась, а ее рекомендации по разбуриванию северной части пластов БС8 и БС9 не осуществлялись.

В 1996 году ГКЗ РФ утвердила пересчет запасов нефти и газа Правдинского месторождения, выполненный институтом СибНИИ НП, в результате чего извлекаемые запасы нефти по месторождению в общей сложности уменьшились по категориям В+С1 на 48,4 млн.т. ОАО «Юганскнефтегаз» в 1994 году получило лицензию на право пользования недрами по Правдинкому месторождению серия ХМН № 164, срок действия лицензии до 17.04.2014 года. Одним из условий лицензионного соглашения являлось составление и утверждение на ЦКР Минтопэнерго России новой технологической схемы разработки с применением методов повышения нефтеотдачи пластов. В лицензионном соглашении приведены уровни добычи нефти и газа на 1994;2012г.г. Уровни добычи на 1994;1996г.г. были определены согласно протоколу ЦКР Минтоэнерго № 1569 от 04.08.1993 г., на 1997;2012г.г. согласно экспертному заключению, выполненному СибНИИ НП в 1993 году. Сравнению уровней добычи по лицензионному соглашению и фактических приведено в одном из разделов настоящей работы.