Разработка нефтяных и газовых месторождений

 

Таблица 3.2.1-Структура добывающего фонда по состоянию на 1.01.2011г. по Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения

№	Категория  скважин	Количество  скважин  на			2010г./2009г.
		1.1.2010	1.1.2011	±	%
1.	Эксплуатационный  фонд в т.ч:фонтан ЭЦН ШГН В освоении	425 18 79 328 0	431 16 74 341 0	6 -2 -5 13 0	101,4 88,9 93,7 104,0 0
2.	Действующий  фонд В т.ч:фонтан	394 0	403 1	9 -9	102,2 0
	ЭЦН	77	72	-5	93,5
	ШГН	317	330	13	104,0
3.	Бездействующий фонд	31	28	-3	90,3
4.	В освоении	0	0	0	0

 

Средний дебит нефти на одну скважину увеличился с 5,63 т/сут  до  5,9 т/сут; средний дебит жидкости с  24,74 т/сут  до 24,8 т/сут; в том числе  по скважинам, оборудованным  ЭЦН, увеличился на 0,67 т/сут  нефти и составляет  – 7,95 т/сут; по скважинам, оборудованным ШГН - 4,13  т/сут,  что на 1,08 т/сут ниже, чем в 2010г. 

На   1.01.2011 г.  бездействующий  фонд   составляет  28  скважин  или  6,5% эксплуатационного фонда, что на 3 скважины меньше, чем в 2010г.

Из находящихся в бездействующем фонде скважин 28,6% требуют проведение капитального ремонта, в т.ч 3 скважины ожидают герметизации эксплуатационных колонн, 2 скважины чистку и углубление забоя, 3 скважины ликвидации осложнений.

 

б) Нагнетательный фонд.

По состоянию на 1.01.2011 на площади  пробуренный фонд составил 264 скважины (табл. 3.2.2.). По фактическому использованию структура нагнетательного фонда представлена в следующей таблице:

 

Таблица 3.2.2 - Структура нагнетательного фонда Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения

№	Категория  скважин	Количество скважин на		2010/2009
		1.01.2010	1.01.2011	%
1.	Эксплуатационный  нагнетательный  фонд	321	325	101,2
2.	Действующий фонд,	300	311	103,7
	в т.ч. остановленные  по технич. причинам	67	124	185,1
3.	Бездействующий фонд	20	13	65,0
4.	В освоении,	1	1	100
	в т.ч.:   после бурения	0	0	0
	после эксплуатации	1	1	100

Под нагнетание воды в  отчетном году освоено 7 скважин, в т.ч. 4 из них из пробуренного фонда, 2 скважины из старого  фонда и 1 скважина из пьезометрического  фонда с общей дополнительной добычей 5,705 тыс.т.

Средняя приемистость одной скважины  на  конец  отчетного  года  составила 54 м³/сут.

На 1.01.2011 бездействующий нагнетательный фонд составляет 13 скважин или 6,0% от эксплуатационного фонда. Из находящихся  в бездействии скважин 54% требуют  капитального ремонта (в т.ч. 1 скважина - бурение второго ствола, 3 скважины герметизации эксплуатационной колонны,  3 скважины  ликвидации осложнений и 1 скважина с углублением и чисткой  забоя).

 

в) Прочие скважины.        

По состоянию на 1.01.2011г. на Северо - Альметьевской площади 5 добывающих скважин  находятся в консервации: 2 скважины из-за высокой обводненности  и  3 скважины из-за малодебитности.

По состоянию на 1.01.2011г. контрольный  фонд составил  43 пьезометрические скважины (в т.ч. 2 наблюдательные). В  ожидании ликвидации находятся  6 скважин.

Количество ликвидированных скважин  на 1.01.2011г. составляет 120 скважин, в том  числе 1 скважина ликвидирована после  бурения, 119 скважин после эксплуатации. На другие горизонты переведены 97 скважин[9]. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.3 Анализ  текущего состояния разработки объекта. Технологические показатели с начала разработки.

 

За 2010 год из продуктивных горизонтов  Д₁+Д₀ Северо-Альметьевской площади добыто  740,778  тыс. т нефти,  с начала  разработки  площади  добыто 112188,0  тыс. т  нефти (88,7% от НИЗ). 

       Годовой  отбор, темп отбора от НИЗ  и  выработка  от  НИЗ  представлены в таблице 3.3.1.

Основная добыча нефти, как и  прежде, ведется из коллекторов  1  группы  с глинистостью менее 2% -385 тыс.т  или 52,0% от годовой добычи по объекту. Из  трудноизвлекаемых  коллекторов II группы  добыто 143 тыс.т (19,1 % от добычи по объекту), из ВНЗ – 2,902 тыс. т  (0,39 %). Остальная добыча ведется  из  коллекторов  песчаников с  глинистостью более 2 %, группа (1) - 210 тыс. т. - 28,3%.

 

Таблица 3.3.1 – Добыча нефти по горизонтам на Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения

Пласт	2009 г.		2010 г.		С начала  разработки
	добыто нефти, Qн, тыс. т	темп отбора от НИЗ, Тниз, %	добыто нефти, Qн, тыс. т	темп отбора от НИЗ, Тниз, %	накопленная добыча нефти, Qнак, тыс.т.	темп отбора от НИЗ, Тниз, %
«а»	156	0,65	151	0,63	21981	90,9
«б1»	78	0,8	78	0,8	8447	86,6
«б2»	110	0,7	104	0,72	12819	88,9
«б3»	22	0,28	23	0,30	6668	84,8
«в»	37	0,32	38	0,34	9706	84,6
«г1»	31	0,22	28	0,2	13188	94,1
«г2+3»	5,5	0,04	5,0	0,04	13280	89,5
«д»	0	0	0	0	558	92,4
Д0	294	1,0	311	1,06	25541	87,0
Д1+Д0	734	0,58	741	0,59	112188	88,7

С  начала  разработки из продуктивных пластов горизонтов Д₁+Д₀  извлечено – 88,7% от НИЗ, в том числе из коллекторов 1 группы 73046 тыс. т или 93,0% от НИЗ; из ВНЗ добыто  14,335 тыс. т - 86,1% от НИЗ; из коллекторов II группы 10,638 тыс. т – 71,3 %  от НИЗ, из коллекторов (1) группы добыто  14,163 тыс. т нефти или 86,8 % от НИЗ.

На  1.01.2011  года  в активную разработку вовлечено 108620 тыс. т запасов, в том числе 118,230 тыс. т за  2010 год.  В настоящее время основной задачей является интенсификация выработки низкопродуктивных коллекторов.

За 2010 год по 1 блоку Северо - Альметьевской  площади  добыча нефти составила 198 тыс.т нефти, что выше уровня 2009г. на 13,6 тыс. т. Среднегодовая обводненность - 73,2%  при выработке запасов 80,7%, темп отбора 3,9%, текущий КИН-0,422.

В течение года по блоку были выполнены  следующие геолого- технические  мероприятия: введено из бурения 8 скважин (из них 4 добывающие и 4 нагнетательные скважины, в том числе ОРЭ и  З на 1 скважине) с дополнительной добычей 13 тыс.т нефти. ОРЗ, ОРЭ и З внедрены на 3 скважинах с дополнительной добычей 0,074 тыс.т, ГРП провели на 3 скважинах (на 1 добывающей и на 2 нагнетательных скважинах из бурения) с дополнительной добычей 1,314 т  нефти.

Работы по КРС по восстановлению добычи нефти за счет герметизации эксплуатационных колонн выполнены  на 4 скважинах, в ожидании КРС с  нарушениями э/к находятся 2 добывающие скважины.

В  результате перевода КНС 117  с  пресной закачки на сточную созданы  условия для улучшения хода выработки  глинистых коллекторов 1 блока, так  и для обеспечения необходимого перераспределения закачки сточной  воды по всем сточным КНС, работающих с САТП (Северо-Альметьевского товарного  парка). За этот период появились существенные результаты – приемистость по КНС  увеличена на 500м³/сут. Пластовое давление в зоне отбора на участках КНС-117 увеличилось на 3 атм. 

Для обеспечения плана добычи запланированы  следующие виды ГТМ: бурение 1 добывающей скважины, внедрение ОРЭ и ОРЗ  на 2 скважинах, ввод из неработающего  фонда - 4 скважины,  продолжить  работы по ГРП.

Второй блок является основным по запасам  и темпам выработки на площади.

В  2010 году  добыто  365 тыс. т нефти, что выше прошлогоднего уровня на 2,75 тыс.т.,  обводненность по блоку- 78,0%, отобрано от НИЗ -91,1%. Объем технологической закачки составил 1802 тыс.м³ при компенсации - 106,4%. Пластовое давление в зоне отбора -154,8 атм.

Добыча нефти обеспечивается за счет бурения новых скважин. Так, в 2010 году добыча нефти по скважинам, пробуренным с 2005 года, достигла   90 тыс.т (более 24,7% всей добычи по блоку).

Наблюдаемый ранее рост обводненности  по блоку за период 2005-2007гг. в основном связан с вводом в эксплуатацию новых  скважин, бурением под город по нижним заводненным зонам с целью  организации довыработки  их остаточных запасов, что повлекло по блоку значительный рост объемов отбора  жидкости, процента обводненности. В текущем году уменьшение отбора жидкости связано с переходом 8 скважин из нижних пластов на  верхние пласты, а также с проведением  работ по программе циклического отбора и циклической закачки.

В течение года выполнены следующие  основные геолого-технические мероприятия: ГРП провели на 4 скважинах (на 2 добывающих и на 2 нагнетательных скважинах) с  дополнительной добычей, введены под  закачку 2 скважины с дополнительной добычей по ним - 1,495 тыс.т, внедрено ОРЗ на 6 нагнетательных скважинах с дополнительной добычей 1,520 тыс.т, ОРЭ на 1 добывающей скважине с дополнительной добычей 0,233 тыс.т, ОРЭ и З на 1 скважине с дополнительной добычей 0,249 тыс.т, введено из бездействующего фонда – 5 скважин.

Капитальный ремонт скважин, направленных на восстановление добычи нефти по герметизации эксплуатационных колонн и ликвидации аварии выполнены на 2 добывающих и на 5 нагнетательных скважинах, в ожидании КРС находятся 4 скважины.

В 2011 году по блоку добыто 345,680 тыс.т нефти, закачено 1958  тыс.м³.

С целью стабилизации добычи нефти  по блоку решено в 2011 году внедрение  ОРЭ – на 1 скважине, ГРП на 4 скважинах.

По третьему блоку в 2010 году добыто 177 тыс.т нефти, что ниже  норм на 3,0 тыс.т. Обводненность по блоку составляет 72,9% при выработке запасов 88,9%. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 127,7%. Пластовое давление в зоне отбора - 163,5 атм.

 За год по блоку провели  ГРП на 2 добывающих скважинах  с дополнительной добычей 0,212 тыс. т, внедрение ОРЗ на 2 скважинах с дополнительной добычей 1,490 тыс. т, введено из бездействующего фонда – 5 скважин.

По 3 блоку снижение уровня добычи нефти, а также сокращение отбора жидкости и объема закачки связано  с проведением работ по циклическому отбору на добывающих скважинах и  циклической закачки на КНС -10016.

В течение года капитальный ремонт скважин, направленных на восстановление добычи нефти по герметизации эксплуатационных колонн выполнены на 5 скважинах.

Основной проблемой по блоку  в последние годы являлось наличие  участков с повышенным пластовым  давлением, что было связано с  вынужденной перекачкой сточных  вод. В связи с переводом КНС-117 с пресной закачки на сточную  воду запланированы и проводятся мероприятия по снижению количества зон с аномально высоким пластовым  давлением.  В текущем году на участке закачки КНС-10016 из 20 скважин  с АВПД осталось 7 скважин.