Добыча нефти по месторождению за 2005 год на Наратовском месторождении составила 100,513 тыс.т, жидкости 1135,817 тыс.т Годовая добыча нефти снизилась по сравнению с предыдущим на 2051 т., при этом годовая добыча жидкости упала на 60,732 тыс.т, вследствие чего, среднегодовая обводненность продукции скважин составила, за 2005 год 89,62% (снизилась в сравнении с 2004 годом на 0,33%).

Накопленный с начала разработки водонефтяной фактор по состоянию на 01.01.2005 г. составляет 4,8 м³/сут., текущий водонефтяной фактор 10,1 м³/сут.

Средний дебит одной скважины составил 1,6 т/сут по нефти и 18,1 м³/сут. по жидкости.

Средний дебит скважин, эксплуатируемых ШГН, составил 1,3 т/сут. по нефти и 10,7 м³/сут. по жидкости, по скважинам, эксплуатируемым ЭЦН соответственно 5,12 т/сут. и 130,1 м³/сут.

Балансовые запасы Наратовского месторождения составляют 17,1 млн. т. нефти.

С начала разработки добыча нефти по состоянию на 01.01.2005 год составила 4 028,058 тыс.т, что составляет 23,55 % от балансовых запасов.

Годовая закачка воды составила 1154, 618 тыс. м³, что компенсирует отбор жидкости на 101,7%.

С начала разработки закачено в пласты 22107,926 тыс.м³ воды, компенсация отбора жидкости на месторождении, закачкой с начала разработки составляет 91,4 %.

Пластовое давление на конец года составляет в зоне отбора 10,41 МПа средневзвешенное по площади 11,7 МПа.

Показатели разработки Наратовского месторождения с 1982 по 2005 года показаны в таблице 1.11.

В таблице 1.12 приводится сравнение фактических показателей разработки с проектными показателями. Проектные показатели взяты по рекомендации [3].

Как видно, что за время разработки месторождения, годовая добыча нефти выше проектной на 20,5 тыс. т, при этом годовая добыча жидкости выше проектной на 32 тыс. т. Фактическая обводненность продукции скважин составила 92,27% против 93,7% по проекту. Проведение работ по ограничению попутно добываемой воды, а именно остановка высокообводненных, нерентабельных скважин, регулирование отборов жидкости и закачки воды, обработка нагнетательных скважин щелочно-полимерным раствором, позволили снизить обводненность продукции скважин.

Снижение обводненности за 2005 год составило 0,33%.

---

Фонд добывающих скважин выше проектного на 19, средний дебит одной скважины по нефти выше проектного на 0,3 т/сут. При этом средний дебит по жидкости ниже проектного на 0,5 т/сут. Так как месторождение находится на последней стадии разработки необходимо применение методов нефтеотдачи пластов.

Таблица 1.11 – Показатели разработки Наратовского месторождения с 1982 по 2005 года

Показатели						1982			1983			1984			1985			1986			1987			1988			1989			1990			1991			1992			1993
1						2			3			4			5			6			7			8			9			10			11			12			13
Фонд добывающих скважин	эксплуатационный					16			36			54			69			89			95			110			127			148			167			184			199
	действующий					16			36			52			68			89			95			110			127			148			167			183			199
Добыча нефти, т	за год					16441			76624			166128			197823			233868			263708			307106			290245			265334			248501			225660			218677
	с начала разработки					16441			93065			259193			457016			690884			954592			1261698			1551943			1817277			2065778			2291438			2510115
Добыча воды, м 3	за год					1207			7713			30660			101386			174467			268469			450179			644356			814650			1006895			1248133			1248510
	с начала разработки					1207			8920			39580			140966			315433			583902			1034081			1678437			2493087			3499982			4748115			6096625
Воды в пластовых условиях, %						5,89			7,90			13,59			30,47			38,90			46,46			55,54			65,43			72,35			77,54			82,50			84,02
Добыча жидкости в пластовых условиях, м 3	за год					20490			97541			225529			332665			448463			577802			810412			984736			1125887			1298388			1512831			1605021
	с начала разработки					20490			118031			343560			676225			1124688			1702490			2512902			3497638			4623525			5921913			7434744			9039765
Средний дебит одной скважины	нефти, т/сут.			за год	13,7			9,6			11,2			9,8			8,4			8,1			8,7			6,7			5,4			4,4			3,6			3,2
				на начало	13,7			10,4			10,8			9			8,4			8,4			8,2			5,8			5,4			4,0			3,5			3,0
	жидкости, м3/сут.			за год	16,4			11,8			14,6			16,1			15,7			17,4			22,4			22,5			22,7			22,6			24,0			23,4
				на начало	16,8			12,7			15,5			16,4			15,9			20,6			23,2			21,3			24,7			22,3			24,0			22,7
Отработанное время, часы						28887			190733			356890			483152			668125			779314			851045			1032906			1175253			1365889			1498694			1635282
Нагнетательный фонд		весь					–			2			4			10			13			18			23			26			29			33			36			36
		действующий					–			2			4			10			11			17			23			26			29			33			35			36
Закачка воды, м 3		за год					–			18593			137843			244323			318286			444580			667058			785219			1090577			1394402			1629469			1716687
		к компенсации за год,%					–			19,1			61,1			73,4			71,0			76,9			82,3			79,9			96,9			107,4			107,7			107
		с начала разработки					–			18593			156436			400759			719045			1163625			1830683			2615902			3706479			5100881			6730350			8447037
		к компенсации с начала разработки, %					–			15,7			45,5			59,3			63,9			68,3			72,9			74,8			80,2			86,1			90,5			93,4
Отработанное время, часы						–			–			20463			54994			–			–			–			203325			235172			253667			274147			303928
Приемистость одной скважины, м 3/сут.			за год			–			241			162			107			95			98			104			92			111			132			143			136
			на начало			–			213			121			97			83			99			100			77			129			148			125			140
Пластовое давление, МПа			в зоне отбора			–			–			10,1			9,70			9,70			9,70			9,80			9,00			8,90			8,90			8,80			8,50
			в зоне нагнетания			–			–			11,8			11,9			12,6			12,3			12,1			12,4			12,7			12,6			12,4			12,2
			по месторождению			–			–			10,2			10,1			10,3			10,4			10,5			10,1			10,1			11,0			10,0			9,80

1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12

---

Продолжение таблицы 1.11

Показатели					1994		1995		1996		1997		1998		1999		2000		2001		2002		2003		2004		2005
1					2		3		4		5		6		7		8		9		10		11		12		13
Фонд добывающих скважин	эксплуатационный				199		199		199		157		170		145		170		179		178		192		193		189
	действующий				197		189		196		156		169		145		168		176		177		178		174		180
Добыча нефти, т	за год				178378		166100		159919		121370		121963		121996		116878		112248		105412		110602		102564		100513
	с начала разработки				2688493		2854593		3014512		3135882		3257845		3379841		3496719		3608967		3714379		3824981		3927545		4028058
Добыча воды, м 3	за год				1289184		1331403		1264452		1031500		935639		1006422		1083537		1097469		1118508		1124392		1076305		1017894
	с начала разработки				7385809		8717212		9981664		11013164		11948803		12955225		14038762		15136231		16254739		17379131		18455436		19473330
Воды в пластовых условиях, %					8604		87,23		87,08		87,87		86,74		87,55		88,77		89,29		90,05		89,66		89,95		89,62
Добыча жидкости в пластовых условиях, м 3	за год				1498422		1526242		1452037		1173868		1078699		1149516		1220582		1229148		1242129		1254075		1196549		1135817
	с начала разработки				10538187		12064429		13516466		14690334		15769033		16918549		18139131		19368279		20610408		21864483		23061032		24196849
Средний дебит одной скважины	нефти, т/сут.		за год		2,5		2,4		2,3		1,9		2,1		2,2		2,0		1,8		1,7		1,7		1,6		1,6
			на начало		2,4		2,5		2,8		1,8		2,8		2,2		2,0		1,5		1,8		1,6		1,6		1,6
	жидкости, м3/сут.		за год		21,6		21,7		21,1		18,4		18,4		20,4		20,6		20,0		20,2		19,7		18,7		18,1
			на начало		21,4		21,9		19,1		18,2		19,3		21,1		20,6		16,7		20,4		17,9		18,7		17,9
Отработанное время, часы					1704708		1675896		1645144		1524714		1399211		1348457		1415604		1471493		1470454		1518584		1531820		1502508
Нагнетательный фонд		весь		37		37		37		37		37		30		32		33		35		39		39		42
		действующий		37		37		37		36		36		26		31		31		32		34		34		39
Закачка воды, м3		за год		1718167		1540407		1376451		1143524		975335		938865		917843		922347		923244		978474		1071614		1154618
		к компенсации за год, %		114,7		100,9		94,8		97,4		90,4		81,7		75,2		75		74,3		78		89,6		101,7
		с начала разработки		10165204		11705611		13082062		14225586		15200921		16139786		17057629		17979976		18903220		19881694		20953308		22107926
		к компенсации с начала разработки, %		96,5		97,5		96,8		96,8		96,4		95,4		94,0		92,8		91,7		90,9		90,9		91,4
Отработанное время, часы					295466		291696		296137		257467		256788		230499		236669		229823		242209		261210		259831		260723
Приемистость одной скважины, м3/сут.		за год		140		127		112		107		91		98		93		96		91		90		99		106
		на начало		136		113		107		111		88		104		89		89		99		92		97		107
Пластовое давление, МПа		в зоне отбора		9		9,2		9,2		9,3		9,2		9,3		9,2		9,7		9,5		9,7		10,2		10,4
		в зоне нагнетания		14,9		15,4		15,5		14.9		14,9		14,9		14,9		15,6		15.9		15,3		15.7		15.9
		по месторождению		10,1		10,6		10,7		10,6		10,3		10,6		10,3		10,5		10,2		10.3		10.5		11,0

---

Исходя из данных об изменении основных показателей разработки во времени, можно заключить следующее:

- месторождение вступило в последнюю стадию разработки;

- фонд добывающих и нагнетательных скважин снижается;

- добыча нефти медленно падает, либо остается на прошлом уровне, изменяясь незначительно;

- добыча жидкости возрастает, обводненность за 2005 год достигла 89,62%;

- средний дебит скважин по нефти остается практически неизменным, а дебит по жидкости возрастает.
1.5 Конструкция ствола и забоя скважин

Геологический разрез Наратовского месторождения представлен [1]: четвертичными отложениями – суглинок, песок, глина, галечник; уфимский ярус – глина, песчаник, мергель, известняк; кунгурский ярус – доломиты, известняк, ангидрит, мергель, ниже кунгурского яруса до проектной глубины разрез представлен в своем большинстве карбонатными породами.

Развита терригенная толща в основании нижнего карбона, представлена песчаниками, алевритами, аргиллитами, известняками. Слагающие разрез скважин породы по промысловой классификации пород, относятся:

- в интервале от 0 метров до 300 метров к породам мягкой и средней твердости;

- от 300 метров до 1400 метров – к твердым и крепким.

Приведенный коэффициент кавернозности ствола скважин:

- под направление и кондуктор – 1,4;

- под эксплуатационную колонну – 1,2.

При бурении скважин на Наратовском месторождении встречались следующие виды осложнений: поглощение бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважин. Виды осложнений при бурении, исходя из данных по пробуренным скважинам, приводятся в таблице 1.12.

Основной объект разработки Наратовского месторождения, терригенные отложения нижнего карбона – на данный момент полностью разбурен. Тем не менее, еще подлежит бурению резервный фонд, оценочный фонд и часть скважин на турнейские отложения.

При проводке скважин осложнения с поглощением бурового раствора были ликвидированы поддержанием соответствующих параметров бурового раствора и путем намыва на буровом растворе смеси наполнителей с последующей закачкой быстросхватывающей смеси.
Таблица 1.12 – Виды осложнений при бурении

Виды осложнений	Интервалы глубин, м		Стратиграфия
	от	до
Поглощение бурового раствора	1200	1350	серпуховский ярус
	0	204	уфимский ярус
Осыпи и обвалы стенок скважин	1038	1098	верейский горизонт
	1374	1400	угленосная толща

---

Осложнения, связанные с осыпями, обвалами стенок скважин, ликвидируются поддерживанием соответствующих параметров бурового раствора в процессе бурения.

Под направление и кондуктор бурение осуществлялось с промывкой глинистым раствором с плотностью 1,180 кг/м³. Раствор обрабатывался КМЦ и кальцинированной содой. Бурение в интервале 260 – 1320 м производилось технической водой с ПАА. Для дальнейшего бурения скважин до проектной глубины предусматривался глинистый раствор плотностью 1,360 кг/м³.

К выбранной конструкции скважин и их забоев предъявлялись следующие требования:

- доведение скважины до проектной глубины;

- осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов;

- предотвращение отложений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологии;

- минимум затрат на строительство скважин;

- выполнение всех требований охраны труда недр и окружающей среды, как при строительстве, так и при эксплуатации.

В соответствии с решением совместного геолого-технического совета «Башкиргеология» и АНК «Башнефть» было принято и рекомендовано для новых скважин, следующая конструкция:

- спуск направления диаметром 324 мм на глубину 70 м с целью предотвращения размыва рыхлых пород на устье скважины и перекрытия зон обвалов, возможных осыпаний четвертичной системы;

- спуск кондуктора диаметром 245 мм на глубину 260 м с целью перекрытия зон обвалов уфимского яруса и разобщения пресных и подземных вод;

- спуск эксплуатационной колонны диаметром 146 мм рекомендовалось производить, с учетом минимальной производительности скважины, на весь период разработки и применяемого насосного оборудования, до забоя на глубину 1400 м для скважин угленосной толщи.

Подъем цементного раствора осуществлялся за всеми колоннами до устья. Применялся цементный раствор нормальной плотности – 1,85 г/см³ согласно ГОСТ 1581-78. С целью предупреждения поглощения тампонажного раствора в верхней части обсадной колонны при цементировании широко применялись облегченные тампонажные материалы, отвечающие требованиям технических условий ТУ-21-20-36-78.

Для улучшения очистки затрубного пространства от бурового раствора, повышения однородности тампонажного раствора и прочности сцепления цементного камня с породой и с колонной, был использован генератор колебаний «БашНИПИнефть», закрепляемый на низ эксплутационной колонны. Применение генератора осуществлялось в строгом соответствии с «Инструкцией по применению комплекса технологических разработок по повышению качества цементирования эксплутационных колонн». После проведения операций по цементированию скважины промыслово-геофизической службой производился весь комплекс исследований с целью определения качества цементирования, и по результатам исследований выдавалось заключение.

---

Смотрите также файлы

• 82. Мектеп математика курсында тедеулерді оыту дістемесі.docx

• Тема 3 Схемы и алгоритмы анализа ошибок, использование баз знаний 1 Классификация ошибок.docx

• Анализ бизнеса в сфере энергетики.docx

• Быт россиян в 18 веке.ppt

• Сценарий Новогодней сказки Четыре желания.docx