Анализ показателей работы фонда скважин

По состоянию на 01.01.2002 г. на месторождении пробурено 1804 скважин всех назначений, в том числе добывающих 1376, нагнетательных-363, прочих-65. На 1.01.2002 г. фонд добывающих скважин составляет в целом по месторождению 1376 скв., в том числе по объекту БС11 — 577 скв. по объекту БС10 — 762 скв. и по объекту ЮС1- 37 скважин. Из всего фонда добывающих скважин в целом по месторождению более 35% фонда эксплуатируют совместно два и более пласта. По объекту БС10 более 43.5% фонда скважин работают совместно на пласты БС10−1 и БС10−2. По объекту БС11 совместно работающие скважины составляют около 23%. Фонд нагнетательных скважин составляет 363, из них по объекту БС10 — 202 скважины и по объекту БС11 — 166 скважин. В 40 нагнетательных скважинах (14.7% из общего фонда) закачка воды осуществляется на два и более пластов.

Буровыми бригадами Когалымского управления буровых работ за 2001 г. пробурено 1201 метра горных пород. Средний дебит одной новой скважины по нефти составил 25,8 т/сут. На 01.01 2002 года с начало разработки месторождения отобрано 90 505,1 т.т. нефти, что составил 81,6% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), при этом темп отбора от НИЗ составил 3,84%.

Средний дебит жидкости одной скважины снизился на 0,8т/сут. и составил 40,5т/сут, по нефти 12,5т/сут. При этом среднегодовая обводненность составила 69,2%. Процент падения добычи составил 1,1%.

На 1 января 2002 года эксплуатационный фонд НГДУ «Когалымнефть» составил 1008 скважин, в том числе действующих — 922. Эксплуатация осуществляется механизированным способом: электроцентробежными насосами — 75%, штанговыми глубинными насосами — 25%.

Динамика изменения действующего фонда и фонда добывающих скважин показана в таблице 2.2.

Таблица 2.2. Динамика действующего фонда и фонда добывающих скважин за 1996 — 2001 г. г.

Эксплуатационный и действующий фонд нагнетательных скважин составил соответственно 208 и 159, т. е. значительная часть фонда скважин находится в бездействии.

Весь действующий фонд добывающих скважин механизирован, из них 78% оборудовано ЭЦН (724скв.), 22% - ШГН (198 скв.).

Дебиты добывающих скважин изменяются в широких пределах: от0.8 м³/сут. по жидкости и до 85 т/сут — по нефти. Средний дебит добывающих скважин в целом по месторождению составляет по нефти 18.2 т/сут, по жидкости — 52.7 м³/сут. Текущая обводненность 65.2% (весовая). Из всего фонда побывавших в эксплуатации скважин 234 скважины достигли обводненности свыше 98%. В бездействующем фонде — 97 скв., в эксплуатации находятся 137 скважин. Скважины, находящиеся в эксплуатации с обводненностью свыше 98%, составляют 7.7% от всего действующего фонда добывающих скважин.

В целом, исключая отдельные участки, разработка пластов ведется при реализации трехрядной системы заводнения. Кроме этого, на центральных участках основных пластов БС10−2 и БС11−2 освоена приконтурная система закачки.

Разработка месторождения ведется с поддержанием пластового давления. За год закачано 14 910 т. м воды. В летний период проводилось отключение ряда нагнетательных скважин с целью изменения фильтрационных потоков.

Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составила 102.5%, с начала разработки — 108,6%.

Разработка Южно — Ягунского месторождения ведется с поддержанием пластового давления, система заводнения внутриконтурная, блоковая, трехрядная, закачка воды ведется с 1984 года.

План по закачке воды на 01.01.2002 год составил 180 686 т. м, в том числе пластовой 10 108 т. м, сеноманской 7138 т. м, пресной 566 т.м.

План по закачке воды выполнен и составил 101,8%.

Прирост добычи нефти за счет закачки на 01.01.2002 год составил 808.8т.тонн. В течение года было введено 17 нагнетательных скважин при плане 8 скважин.

В 2001 году закачка воды осуществлялась пятью кустовыми насосными станциями на которых установлено 30 агрегатов типа ЦНС — 180−1422, из них работающих 14 агрегатов, в резерве 16, оборудовано средствами замера типа СВУ — 200 30 агрегатов.

Закачка пресной воды велась по БКНС № 5. Сеноманская вода добывалась из 15 водозаборных скважин насосами ЭЦН-250, 360, УЭЦН-3000*160, УЭЦП- 2000* 1400 и закачивалась по БКНС- 2,4,5. По БКНС -1,3,4 — велась закачка сточной воды.

На 01.01.2002 года фонд нагнетательных скважин составил: 363 скважины, в том числе действующих — 159 скважин, в бездействии — 48 скажин, в простое — 3 скважины.

На летний и зимний периоды составлялись организационнотехнические мероприятия, с целью увеличения закачки и регулирования компенсации отбора жидкости закачкой.

Система заводнения формировалась по пластам БС10; 2БС10; 1БС11; 2БС11. По пласту 1БС10 компенсация с начала разработки составила 136.4%, текущая компенсация составила 106.7%. За 2001 год закачено 1081.99 тыс. м3. воды. И 13 125,809 тыс. м3 с начала разработки. Анализируя компенсацию по блокам с начала года и текущую, наблюдаем, что блоки №№ 1;2;3;4, район ЦДНГ-2 компенсация выросла с начала 2001 года на 2, а то и на 3 порядка, что связано с запуском в работу из бездействия прошлых лет нагнетательных скважин №№ 20 409;2189.(3 блок), 205 970;206170 (4 блок), исправление и уточнение режима нагнетательных скважин 2 433 116; 2 016 116 (2 блок). В летний период планируется ограничить закачку по этим блокам.

Блоки №№ 7;8;9, компенсация в течении года составила 39.1%;38.5%;73.8% соответственно. В 2002 планируется перевести под нагнетание скважины 2 527 133 (7 блок), запустить из бездействия в работу 2 552 137 (8 блок) и произвести ОПЗ пласта 1БС10 в нагнетательной скважине 2 554 137 (8 блок).

Перекомпенсированная закачка по блокам №№ 10;11;12;13, ограничена путем остановки нагнетательных скважин: 221 236 (11 блок), 218 532 (10 блок), 2 697 166 (12 блок), 269 439 (12 блок), 266 736 (11 блок), 219 435 (11 блок), 223 539 (12 блок).

Частично некомпенсированная закачка по 14;15 блокам объясняется неработающей скважиной 273 350 которую планируется запустить в работу после ликвидации заколонного перетока.

По пласту 2БС10 компенсация с начала разработки составила 120.3%, текущая 123.7%. За 2001 год в пласт закачено 8935.123 тыс. м3. воды, с начала разработки 98 168.542 тыс. м3. Анализируя компенсацию с начала года и текущую наблюдаем, что блоки №№ 4;5;6;7;8;9 компенсированы удовлетворительно. Каких либо отклонений в увеличении или уменьшении компенсации не наблюдается. И в 2002 году закачку по этим блокам планируется держать на уровне 2001 года.

Недокомпенсированная закачка по 10 блоку связана с бездействием скважины 217 931. Наблюдается тенденция на увеличение компенсации выше допустимой по 11;12 блокам.

В летний период планируется остановить скважины №№ 266 034;220434 (11 блок), 222 937 (12 блок). Понижение компенсации со 136% и 121% до 113% и 117% по 13;14 блокам соответственно связано с закачкой в пласт СПС. Снижение компенсации по 15 блоку планируется осуществить остановкой скважин 232 755; 233 257; 232 355 под циклическую закачку.

По пласту 1БС11 компенсация составила с начала разработки 52.5% по сравнению с январем 1997 год (49.4%), текущая компенсация на уровне 150%. Закачка по 1БС11 ведется по четырем блокам №№ 1;2;5;6. С начала 1997 года в пласт закачено 442.241 тыс. м3. с начала разработки 2936.536 тчс. м3.

По пласту 2БС11 закачка с начала года составила 7548.586 тыс. м3. и с начала разработки 98 250.113 тыс. м3. воды.

Компенсация по пласту с начала разработки составила 101.2%, текущая 95.3%. Анализируя динамику изменения компенсации с начала 2001 года наблюдаем снижение компенсации по 16;17 блокам со 148% до 41%, и со 105% до 85% соответственно, это обусловлено остановкой скв 237 362 и 1 894 181, 234 860 и 2 774 173. Планируется увеличить компенсацию, т. е. перевести под закачку скважины №№ 2 819 181; 236 764;2779175, и увеличить приемистость на скв: №№ 2 817 180;2820177.

Тенденция на увеличение компенсации с начала года по 15 блоку планируется ограничить путем остановки нагнетательных скважин №№ 231 352;231552;231 752 под циклическую закачку и продолжением закачки СПС по этому блоку.

Снижение текущей компенсации по 13;14 блокам до 110−105% осуществить путем остановки скважин№№ 228 548;228353;225 143 на циклическую закачку. Компенсация по блокам №№ 9;10;11;12 считается удовлетворительной. Увеличить компенсацию по 3;4;5 ому блокам в районе ЦДНГ-1 планируется путем перевода под нагнетание скважины №№ 2915 118, 2 918 236; 2 927 240; 2 919 236; 2 924 240. Компенсация по 1;2- ому блоку считается удовлетворительной.

Итого по пластам БС компенсация с начала года составила 109.2%, с начала разработки 109.6%, текущая 111%. С начала года закачено в пласты 18 008 тыс. м3. воды с разработки 212 481 тыс. м3.

Система заводнения не полностью сформировалась, так как часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть.