ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.11.2023
Просмотров: 18
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Эксплуатация башкирско-серпуховского объекта разработки началась в марте 1996 года, разбуривание эксплуатационного фонда осуществлялось с 1998 по 2007 гг. в соответствии с проектными документами в полном объеме, освоение системы ППД начато с 2000 г. Проектная система – блочная трехрядная система с размещение скважин по сетке 500х500.
Всего в эксплуатации находилось 85 скважин. По состоянию на 01.07.2020 г. действующий добывающий фонд объекта составляет 60 скважин, нагнетательный – 18.
С начала разработки уровни годовой добычи нефти увеличиваются пропорционально вводу новых добывающих скважин. Вода в продукции появилась уже в первый год эксплуатации залежи, в скважине № 43, поскольку она пробурена вблизи ВНК (обводненность составила 6 %). С 1996 2001 гг. обводненность снижается, за счет ввода в разработку новых скважин, работающих с незначительным процентом воды. В рассматриваемый период велась добыча практически безводной нефти. С 2000 г. происходит внедрение системы ППД, что в свою очередь влияет на рост обводненности продукции действующих добывающих скважин.
Период интенсивного разбуривания (2000 2004 гг.) характеризуется максимальными годовыми отборами нефти – 245,8 тыс. т (в 2003 г). За это время пробурено 68 добывающих и 12 нагнетательных скважин (Рис. 2.1.27).
В 2012 г. наблюдается рост обводненности более чем на 10 % по 22 скважинам (33 % от добывающего фонда), в среднем на 23,5 %. Основная причина роста процента воды в добываемой продукции обусловлена увеличением объемов закачки с 2010 г. (2010 г. – 262 тыс.м3, 2011 г. – 289 тыс.м3, 2012 г. – 292 тыс.м3). Изменение объема закачки в 2013 г. отразилось на режимах работы добывающих скважин, в которых при снижении объемов нагнетания отмечено снижение обводненности. За 2014 г. фактический объем закачки составил 277,6 тыс.м3. Объем закачки в 2015 г. составляет 280,9 тыс.м3.
В 2016 г. проведены поинтервальные кислотные обработки составом Флаксокор-210 в скважинах № 514, 566, 580, 599. Эффект от проведенного ГТМ составил:
- По скважине №514 по нефти 13,7 т/сут (до проведения ГТМ – 8,7 т/сут) по жидкости 19,4 т/сут (до проведения ГТМ – 5,1 т/сут). Обводненность при этом увеличилась с 5,7% до 29,2%.
- По скважине № 580 по нефти 11,6 т/сут (до проведения ГТМ – 4,8 т/сут) по жидкости 12,4 т/сут (до проведения ГТМ – 5,8 т/сут). Обводненность при этом уменьшилась с 17,2% до 6,8%.
- По скважине № 599 по нефти 10,0 т/сут (до проведения ГТМ – 5,7 т/сут) по жидкости 18,0 т/сут (до проведения ГТМ – 6,8 т/сут). Обводненность при этом увеличилась с 2,1% до 36%.
Среднесуточные дебиты нефти в 2018г. изменялись в пределах от 0,1 т/сут (скв.№565) до 19,6 т/сут (скв.№555), при этом средний показатель равен 5,3 т/сут.. Относительно предшествующего года значительных изменений в основных показателях не наблюдается. Добыча нефти в 2018г. составляет 110,8 тыс.т., жидкости 238,4 тыс.т. В 2019 г. добыча нефти и жидкости находится на уровне 2019 г.
Добыча нефти в 2020г. составила 128,4 тыс.т., жидкости – 264,6 тыс.т., обводненность продукции при этом 51,0%. Из графика разработки видна положительная динамика добычи нефти в 2019г. относительно предыдущего года, что связано с проведением мероприятий на объекте, в том числе бурением БС. Действующий фонд добывающих скважин равен – 59, среднесуточный дебит нефти 6,7 т/сут, жидкости – 13,7 т/сут. Действующих нагнетательных скважин на объекте 18 ед. (Рис. 2.1.28)
С начала эксплуатации на 01.01.2021 г. по объекту Бш-Срп отобрано 3740,8 тыс.т. нефти, что составляет 47,9 % от НИЗ. В продуктивную толщу закачено 5637,5 тыс. м3 пресной воды, накопленная компенсация отбора закачкой составляет 84,7 %. КИН равен 0,168 д.ед. при утвержденном 0,350 д.ед. (Табл. 2.1.1).
Распределение скважин по дебитам нефти и жидкости на 01.01.2021 г. представлено в таблицах ниже:
Таблица 2.1.8
Таблица 2.1.8 Распределение скважин по дебиту нефти. Объект Бш-Срп
| Дебит нефти, т/сут | Фонд скважин | |
| Количество скважин | % от фонда | |
| до 2 т/сут | 15 | 25 |
| от 2 до 5 т/сут | 8 | 14 |
| от 5 до 10 т/сут | 22 | 37 |
| от 10 до 20 т/сут | 14 | 24 |
Таблица 2.1.9
Таблица 2.1.9 Распределение скважин по дебиту жидкости. Объект Бш-Срп
| Дебит жидкости, т/сут | Фонд скважин | |
| Количество скважин | % от фонда | |
| до 2 | 7 | 12 |
| от 2 до 5 | 4 | 7 |
| от 5 до 10 | 14 | 24 |
| от 10 до 50 | 34 | 58 |
Распределение скважин по обводненности приведено в таблице ниже:
Таблица 2.1.10
Таблица 2.1.10 Распределение скважин по обводненности. Объект Бш-Срп
| Обводненность, % | Количество скважин | % от фонда |
| от 2 до 20 | 14 | 24 |
| от 20 до 50 | 20 | 34 |
| от 50 до 90 | 16 | 27 |
| более 90 | 9 | 15 |
Анализ работы добывающих скважин за 2020 г. показал:
- Средняя фактическая обводненность продукции скважин по объекту составляет 51,5 % при выработке запасов 47,9 %. Почти половина действующего фонда скважин, а именно 51,0 %, работают с обводненностью более 50 %.