Файл: Характеристика месторождения.docx

На дату анализа подавляющее большинство скважин действующего фонда (83,9%) эксплуатируется фонтанным способом и только 10 скважин оборудовано электроцентробежными установками.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2011 год 45,9 тыс. т или 12,7%, а за 2011 г. – 43,6 тыс. т или 11,2%. Средний дебит: по нефти соответственно 11,2 т/сут и 14,5 т/сут; по жидкости 24,6 т/сут и 30,4 т/сут; обводненность продукции 54,5% и 52,2%.

Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2010 году фонтанным способом, составила 314,8 тыс. т или 87,3%, а за 2011 г. – 347,5 тыс. т или 88,9%. Средний дебит по нефти соответственно 35,2 т/сут и 37,9 т/сут; по жидкости 41,4 т/сут и 43,0 т/сут: обводненность продукции 14,9% и 12,0%. Распределение основных показателей разработки по применяемым на объекте способам добычи в 2010–2011 гг. приводится в таблице 3.2.2.4.
Таблица 3.2.2.4. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации

Способ эксплуатации	Добыча нефти, тыс. т		Добыча жидкости, тыс. т			Дебит нефти, т			Дебит жидкости, т			Обводненность, %
	2010 Год	2011 год		2010 год	2011 год		2010 год	2011 год		2010 год	2011 год		2010 год	2011 год
Фонтан	314,8	347,5		370,1	394,9		35,2	37,9		41,4	43,0		14,9	12,0
ЭЦН	45,9	43,6		100,6	91,0		11,2	14,5		24,6	30,4		54,5	52,2
Всего	360,7	391,1		470,7	485,9		27,7	32,1		36,1	39,9		23,4	19,5

---

Всего за период эксплуатации объекта с помощью погружных электроцентробежных насосов было добыто 137 тыс. т, фонтанным способом – 1073,9 тыс. т. Таким образом, подавляющая часть (88,7%) общей добычи нефти была обеспечена с помощью фонтанного способа эксплуатации (рисунок 3.2.2.4).

Объект АчБВ_14-19 находится на первой стадии разработки. Из 67 скважин 57 эксплуатируются с обводненностью менее 50%. Распределение действующих скважин по интервалам дебитов нефти и обводненности представлено в таблице 3.2.2.5.
Таблица 3.2.2.5. Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности (вместе с совместными)

Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %
	<10	10–30	30–50	50–70	70–90	90–95	>95	Итого
0–5			1	1	1	2	1	6
5–10	2	1		1	2			6
10–20	5	2	3	1				11
20–40	11	8	2					21
40–60	9	5	1					15
60–80	2	2						4
80–90	1	1		1				3
>90		1						1
Итого	30	20	7	4	3	2	1	67

---

Из таблицы видно, что с дебитами нефти менее 5 т/сут. работает 6 скважин, что составляет 8,9%, с дебитом от 5 до 10 т/сут. – тоже 6 скважин (8,9%), с дебитом от 10 до 40 т/сут. – 32 скважин (47,8%), с дебитом от 40 до 60 т/сут. –15 скважин (22,4%). Остальные 8 скважин имеют дебит более 60 т/сут.

По интервалам обводненности действующие скважины распределились следующим образом: с обводненностью менее 10% работают 30 скважины, что составляет 44,8%, с обводненостью от 10 до 30% – 20 скважин (29,9%), с обводненностью от 30 до 50% – 7 скважин (10,4%). С обводненностью же более 50% эксплуатируются около 15% скважин. С высокой обводненностью более 90% отмечены 3 скважины. Таким образом, подавляющее большинство скважин (85,7%), имеют текущую обводненость менее 50%.

Неработающий добывающий фонд с совместными скважинами по состоянию на 2010 г. составил 14 скважин или 19,4% от эксплуатационного фонда. Основной рост неработающего фонда скважин начинается с 2008 г., когда он достигает 13 скважин и на протяжении почти трех лет остается стабильно на этом уровне.

Распределение скважин неработающего фонда по интервалам дебитов нефти и обводнености на дату анализа представлено в таблице 3.2.2.6.
Таблица 3.2.2.6. Распределение неработающего фонда скважин по дебитам нефти и обводненности

Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %
	0–10	10–30	30–60	60–90	90–95	>95	Итого
<5					1	4	5
5–10	2	2	1	1	1		7
>10	1	1					2
Итого	3	3	1	1	2	4	14

---

Из таблицы видно, что из 14 скважин неработающего фонда обводненность более 90% зафиксирована примерно в половине всех скважин. В интервале обводненности от 0 до 30% остановлено 6 скважин. С дебитами до 10 т/сут. в неработающем фонде находятся 12 скважин или 85,7%. Распределение скважин неработающего фонда по причинам остановки приведено в таблице 3.2.2.7.
Таблица 3.2.2.7. Распределение скважин неработающего фонда объекта АчБВ_14-19 по причинам остановки

№ п/п	Причина остановки	Количество скважин
1	В ожидании ГИС	1
2	Изоляция «0»	5
3	Отсутствие подачи ЭЦН	2
4	В ожидании перевода на другой объект	1
5	Подготовка к ГРП	4
6	Аварийные работы (прихват НКТ)	1
	Итого	14

1   ...   18   19   20   21   22   23   24   25   ...   30

---

В ожидании текущего ремонта по смене и оптимизации электроцентробежной установки находится 7 скважин. Столько же скважин ждут проведения капитального ремонта для подготовки к ГРП, переводу на другой объект, и ликвидации аварии. Кроме того, необходимо отметить, что из числа неработающих скважин с обводненностью более 90%, выявлено половина, где по данным АКЦ отмечается плохое качество цементирования эксплуатационной колонны. В таблице 3.2.2.8 приводятся данные по распределению скважин неработающего фонда по накопленной добыче нефти.
Таблица 3.2.2.8. Накопленная добыча нефти по скважинам неработающего фонда

	Накопленная добыча нефти, тыс. т.
	< 1	1–5	5–10	40–50	Итого
Количество скважин	4	7	1	2	14

Массовое проведение ГРП на объектах ачимовской толщи началось в 2007 г. Объемы работ постоянно увеличивались, и на 2010 г. было проведена 72 скважино-операции на 61 скважине (21 переходящая и 40 новых, принятых из бурения и освоения). Это составляет 84,7% от всего эксплуатационного нефтяного фонда по объекту на 2010 г. Причем на 5 скважинах гидроразрыв был проведен дважды.
Таблица 3.2.2.9. Динамика проведения ГРП и дополнительная добыча нефти

Показатели	Годы
	2005	2006	2007	2008	2009	2010
Количество скважино-операций	2	2	12	11	18	27
Годовая добыча нефти, т.т	10,2	40,6	84,7	246,9	360,7	391,1
Добыча нефти от ГРП, тыс. т	0,6	7,6	32,3	59,3	80,1	139,7
Доля добычи нефти от ГРП, %	5,3	18,7	38,1	24,0	22,2	33,1

---