Сбор и подготовка нефти

 

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                     Таблица.3.1.3.

                  Распределение фонда скважин  по пластам.

Наименование	1Б10	1Б10+2Б10	2Б10	Ю1	По месторожд.
Добывающие-всего в т. ч. нагнетательных в              отработке Добывающие бездействующие в т.ч.нагнетательных      в отработке Добывающие в освоении в т.ч.нагнетательных       в отработке Добывающие действующие в т.ч. нагнетательных       в отработке - Фонтанные из них нагнетательных         в отработке - насосные-всего из них нагнетательных         в отработке -  ШГН из них нагнетательных        в  отработке -  ЭЦН из них  нагнетательных        в  отработке Нагнетательные - всего в т.ч. под закачкой         в бездействии         в освоении	951      82   126      6    -      -    825       76    131   7    694        69    113       4    581        65    274    251    22     1	385      18       37        -      -        -     348         18      74          1      274         17      43         -     231         17     138     120      17       1	860       49      104         1         1         1    755        47    106       5    649       42    153        2    496        40     318     287      28       3	36        5       15        3      3         1     18       1     -       -    18      1    -        -     18        1      8      5      1      2		1462      118      208      10     4       2   1250       106     163        11    1087        95     223        6     864        89     462     423      34       7

 

 

 

                                                                                                                                                                                                                                                                                    таблица 3.1.3.

                      Фонд скважин , перебывавших в  эксплуатации  на

                                              нефть по зонам.

Объект	Участок	Зона	Фонд раздельный.	Фонд совместный	Сумма
1Б10                      2Б10	северо-запад         юго-восток          в целом             2Б10                 3Б10          в целом	ВНЗ   ЧНЗ ВНЗ+ЧНЗ    ВНЗ   ЧНЗ ВНЗ+ЧНЗ     ВНЗ    ЧНЗ ВНЗ+ЧНЗ       ВНЗ    ЧНЗ ВНЗ+ЧНЗ       ВНЗ       ВНЗ     ЧНЗ ВНЗ+ЧНЗ	47    200    247      60    408    468       107     608     715        637      137      774         52        689     137     826	1     207     208      10     396     406        11     603     614       491     95      586         28        519      95     614	48     407     455       70     804     874       118     1211     1329       1128     232     1360         80        1208      232      1440

       

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  

Рис.3.1.1. Распределение  фонда скважин по способам эксплуатации

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

          3.1.2.Динамика  дебитов нефти и жидкости.

    В таблице 3.2.1 представлена  характеристика стадий разработки.  

  Дебиты скважин тесно связаны  со стадиями разбуривания месторождения. Месторождение разбуривалось непрерывно начиная с 1976г., постепенно наращивая темпы бурения. В 1983,1984г.г. темпы бурения были максимальными-790тыс.м в год. С 1988г. темпы бурения резко снижаются , в 1989г. объём бурения составил 185тыс.м. Историю разбуривания можно разделить на 4 этапа:

1) 1976-1980г.г.- бурение основной сетки  по техсхеме 1976г., скважины совместные;

2) 1981-1985г.г.- бурение дополнительной  сетки в центральной части,  бурение по новой схеме в  краевых зонах, в основном бурятся  раздельные скважины;

3) 1986-1987г.г.- продолжается бурение  основной части месторождения,  бурится юго-восточный участок;

4) С 1988г.- основной горизонт Б10 практически полностью разбурен, бурятся отдельные скважины в краевых зонах. Разбуривается пласт Ю1. Резко снижаются объёмы бурения.

  Каждый этап характеризуется  своими дебитами скважин:

1 этап характеризуется высокими  дебитами нефти и жидкости, в  среднем 50-70т/сут. Это закономерно,  т.к. скважины совместно имеют  нефтенасыщенную толщину более 20м.

2 этап- дебит скважин снижается вдвое до 30т/сут., т.к. новые скважины в основном раздельные. В разрезе горизонта Б10 выделяются два объекта и резко снижается нефтенасыщенная толщина, вскрываемая скважинами.

3 этап- с 1985г. к основной залежи  добавляется новый район на юго-востоке, пласт 3Б10. Дебит жидкости по пласту 3Б10 выше, чем в среднем по основной залежи- 70-77т/сут. В среднем по месторождению по новым скважинам дебит жидкости увеличивается до 62т/сут.

4 этап- бурятся краевые зоны  с пониженной нефтенасыщенностью, в 1989г. средний дебит нефти по новым скважинам снизился 19т/сут., жидкости - до 26т/сут.

 На рис 3.2.1 представлена связь  дебитов новых скважин со средними  дебитами по месторождению. С  1976г. по 1979г. средний дебит жидкости  увеличивается с 32 до 83т/сут. С 1976 по 1982г.г. держится на стабильном уровне 80т/сут. С 1982г. средний дебит жидкости начинает снижаться по мере увеличения доли раздельных скважин до 54т/сут. в 1984г. С 1984г. стабилизировалось соотношение совместных и раздельных скважин, средний дебит жидкости в период 1984-1989г.г. держится на стабильном уровне 54-59т/сут. В 1989г. он составил 55т/сут.

 На динамику дебита нефти  влияет изменение дебита жидкости  и рост обводнённости. С 1976 по 1979г.г. дебит нефти растёт с 32 до 79т/сут. С 1980г. дебит начинает снижаться. С 1981г. по 1984г. снижается резко, за 4 года он уменьшился почти вдвое с 68 до 38т/сут. В этот период основной причиной снижения дебита нефти является общее снижение дебита жидкости. С 1985г. темпы снижения дебита нефти замедляются, за 5 лет к 1989г. дебит уменьшился с 33 до 20т/сут. или на 40%. Здесь причиной снижения является рост обводнённости продукции.  

                                                                              Таблица 3.2.1                                                                                            

                        Характеристика стадий разработки.

Показатели	1 стадия	2 стадия	3 стадия
Годы разработки Продолжительность стадии Показатели к концу  стадии -годовая добыча нефти,тыс.т -добыча жидкости, тыс.т -обводнённость,% -фонд добывающих скважин -дебит нефти, т/сут. -дебит жидкости, т/сут. -темп отбора, % -накопленная добыча  нефти                             тыс.т -отобрано от НИЗ , % -соотношение доб./нагн. скв. Среднегодовая добыча за этап , тыс. т -нефти -жидкости Средняя обводнённость за этап , % Накопленная добыча за этап, -нефти, тыс.т -жидкости, тыс.т Отобрано от НИЗ за этап , %	1976-1983       8   10012 13298     25    774     45.7     60.7     4.8     37409      18      3.4           4676     5654        17      37409     45228       18	1984-1987                                                                                   4     11552   26227     56     1307      26.2     59.4     5.5      83926      40      2.9          11629      21732         46       46517    86928        22	1988-1997         1928    11018      82.5      790      12.1      42.2       3.7       184559      50      3.1

 

 

Рис. 3.2.1 Динамика дебитов  нефти и жидкости по месторождению.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.1.3 Закачка воды.

  Закачка воды на месторождении  начата с 1978г. Система заводнения  применяется комбинированная :

- на первом этапе (1977-1981г.г.) - трёхрядная система заводнения;

- на втором этапе (1982-1990г.г.) применяется  блочно-квадратная система с элементами  очагового. Система заводнения  жёсткая, расстояние от зоны  закачки до зоны отбора 600м. - от основных рядов и 420м. - от дополнительных.

Размеры ячеек 2.4х1.8 км., т.е. от зоны закачки до зоны стягивания расстояние 900-1200м. Месторождение находится в стадии максимальной закачки. Максимум был достигнут в 1990г. и составил 36.529 млн.м3. Практически вся закачка осуществляется в горизонт Б10 (99%годовой). Доля очаговой закачки по Б10 незначительна - 6% . По основным и дополнительным разрезающим рядам закачка распределяется равномерно - 50 и 45% соответственно. С начала разработки по месторождению закачано 785млн. м3 (2.70 млн. м3 на одну нагнетательную скв.) При трёхрядной системе заводнения (до 1982 г.) было закачано 180 млн. м3 . Объёмы закачки большие. По площади закачка распределяется неравномерно.

    Наибольшие объёмы закачки  приходятся на основные разрезающие  ряды 3, 4, 5, 6. В этих рядах много  скважин у которых накопленная закачка превышает 1-1.5 млн. м3. Всего по месторождению нагнетательных скважин , превысивших с начала закачки объёма 1 млн. м3 воды - 41 шт. Все скважины качают в верхний объект 1Б10 . И только скв.№587 - в нижний объект 2Б10. Большая закачка в верхний объект вызывает рост пластового давления , которое как в зоне отбора, так и в зоне закачки по 1Б10 значительно превышает значения пластового давления по 2Б10: на 7 и 8 атм. соответственно. При переходе на блочно-квадратную систему заводнения поперечные ряды были организованы быстро - на 5-й год разработки за счёт перевода добывающих скважин под закачку . Осуществлено это было практически одновременно, что можно отнести к недостаткам реализации проектного решения. Более правильным был бы постепенный перевод добывающих скважин под закачку . Это позволило бы избежать быстрого обводнения соседних добывающих скважин. В настоящее время не следует торопиться с переводом под закачку нагнетательных скважин, находящихся под отбором.

 

 

 

 

 

 

                                                                                   

 

 

 Таблица 3.3.1