Анализ оптимизированного фонда скважин

ВВЕДЕНИЕ

Самотлорское нефтегазоконденсатное  месторождение открыто 29 мая 1965 года. По объему геологических и извлекаемых  запасов является самым крупным  в России. Месторождение введено  в эксплуатацию 2 мая 1969 года.

Максимальная добыча нефти на Самотлорском месторождении достигнута в 1980 году в объеме 150,3 млн. тонн, максимальный отбор жидкости – в 1989 году 516,3 млн. тонн.

Разработка Самотлорского нефтегазоконденсатного месторождения принесла бюджету  государства более 250 млрд. долларов США при затратах на его освоение и эксплуатацию не превышающих 50 млрд. долларов США.

Разработку уникального месторождения  с геологическими запасами нефти  свыше 6 млрд. тонн в течение 30 лет  осуществляли при постоянном дефиците материально-технических средств, необходимых для полного в соответствии с проектом обустройства и технологически обоснованной эксплуатации месторождения. Наращивание объемов добычи нефти осуществляли в целом ряде случаев за счет упрощенных технических решений, особенно при защите оборудования и трубопроводов от коррозии.

Несоответствие расчетных и  построенных трубопроводных сетей  по диаметру, удешевление строительства  за счет изменения сортамента сталей, применение труб без антикоррозионного  покрытия, отказ от ингибиторной защиты - все это предопределило в последующем частую аварийность системы, ее неблагоприятное влияние на экологию.

При бурении скважин  ориентировались на скоростные методы проводки скважин в ущерб качеству их строительства, особенно в части  крепления, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов. Редкие сетки размещения скважин вплоть до 1985 года обеспечивали извлечение нефти исключительно из высокопродуктивных объектов. Основной объем добычи нефти определяли около 4 тысяч высокодебитных скважин, пробуренных в центральной части месторождения. Бурение уплотняющих скважин началось более чем с десятилетним опозданием,  при снижении дебитов нефти новых скважин до 10 т/сут. Разбуривание месторождения по проектной сетке скважин по существу прекратилось, 2655 проектных скважин остаются непробуренными до настоящего времени.

В результате, к настоящему времени отобрано более 80 % извлекаемых  запасов, содержащихся в высокопродуктивных коллекторах (пласты А_4-5, Б₈) в то время как из остальных менее продуктивных пластов отобрано только 54,6 %.

Для дальнейшей грамотной  разработки месторождения, достижения проектных показателей, в том  числе утвержденного коэффициента извлечения нефти в рамках заключенного «Соглашения о разделе продукции» предполагается возобновить буровые  работы и реализовать программу комплексной реконструкции нефтепромысловых объектов, ориентированную на применение наиболее совершенных технических решений, видов оборудования и технологий.

При  отсутствии  финансирования, для  замены  устаревшего  оборудования  и  для  внедрения  новых  технологий, необходимых  для дальнейшей  разработки  месторождений,  на  фоне  увеличения  себестоимости  продукции  на мировом рынке, для нефтегазодобывающих  предприятий   большое  значение  приобретает  поддержание  в  рабочем  состоянии  действующего  добывающего  фонда  скважин,  за счет  увеличения  его  межремонтного  периода, и  постоянного  контроля  за  работой  скважин, что в свою  очередь  уменьшает  затраты, связанные  с  работами производимыми  цехами текущего  и  капитального  ремонта  скважин, уменьшает  потери  добычи, связанные  с простоем  скважины  в  ожидании  ремонта.

В настоящее время  залежи основных эксплуатационных объектов АВ1-2, А4-5 и БВ8 находятся в 4-ой стадии разработки, характеризующейся снижением  добычи нефти, прогрессирующим обводнением продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ эксплуатации, выбытием скважин из действующего фонда.

^{Целью данного курсового  проекта является подбор, обоснование  оптимальных технологических  режимов и анализ работы добывающих скважин с УЭЦН по объекту АВ_4-5 Самотлорского нефтегазового месторождения в пределах лицензионного участка ОАО «Самотлорнефтегаз» в 2011-2012} г.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА  МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Географическое расположение

Самотлорское нефтегазовое месторождение  находится в Нижневартовском  районе Ханты-Мансийского автономного  округа Тюменской области, в 750 км. к  северо-востоку от г.Тюмени и в 15 км. от г.Нижневартовска. В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые – Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Мыхпайское (с юга) месторождения (рис. 1.1).

Рис. 1.1 Карта района работ

Географически район  месторождения приурочен к водоразделу  рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков р. Оби. Рельеф слабопересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 метров. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются: Самотлор (его площадь 62 км²), Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием  хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.

Климат территории континентальный  с коротким прохладным летом и  продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя  годовая температура воздуха  составляет -3 °С. Наиболее холодным месяцем года является февраль  (-23°С), самым теплым - июль (+18°С). Абсолютный минимум температур -49°С был зарегистрирован в январе, абсолютный максимум +39 °С - в июле.

Населенные пункты непосредственно  на площади месторождения отсутствуют. Ближайшие населенные пункты - г.Нижневартовск, г.Мегион, п. Покур, п. Вата и другие - расположены на берегу р. Оби в 35-ти и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района - русские, ханты и манси.

Основными отраслями  хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство и охота.

1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

^{На  Самотлорском месторождении  выявлены залежи нефти промышленного значения в пластах}: АВ₁^1-2, АВ₁³, АВ_2-3, АВ_4-5, АВ₆, АВ₇, АВ₈, БВ₀, БВ₁, БВ₂, БВ₇, БВ₈⁰, БВ₈^1-3, БВ₁₀, БВ_19-22, ЮВ_1-2[1]. Основные запасы нефти, их большая часть, сосредоточены в продуктивных пластах АВ₁^1-2, АВ₁³, АВ_2-3,  АВ_4-5, БВ₈, БВ₁₀, ЮВ₁. Геологический профиль Самотлорского месторождения по основным продуктивным горизонтам показан на рисунке 1.2.

Рис. 1.2. Геологический  профиль Самотлорского месторождения  по линии I-I

Пласты  ЮВ₁¹ и ЮВ₁²

^{Промышленные  запасы нефти пласта ЮВ₁2 установлены: на Самотлорской залежи ВНК принят на отметках -2316 м (север) и -2310 м (юг), в среднем на отметке -2313 м. Размеры залежи 6х3 км, высота 66 м, средняя нефтенасыщенная толщина 13,5 м, тип залежи пластово-сводовый.}

^{По  материалам ГИС и  опробования скважин залежи нефти в пласте ЮВ₁1 установлены в пределах Мартовской, Леванской, Солнечной, Вильентовской, Белозерной и Северо-Белозерной площади.}

^{На  Белозерной площади  установлено две  залежи: в районе скв. 1047Р и 13903. ВНК принят на а.о. -2322м и -2369м,соответственно.}

^{На  Северо-Белозерной площади  выявлено 4 залежи нефти: в районе скв. 9110, 7243, 61194, 7039.}

^{Залежь  в районе скважины 9110 имеет наклон ВНК  с севера на юг и  проводится на а.о. -2399м  – -2404м. Размеры 1,4х3,5км, высота 28м.}

^{В районе скважины 7243 ВНК принят на отметке -2352м. Размеры залежи 1,1х0,75км, высота 7м.}

^{Залежь  в районе скважины 61194 имеет ВНК на а.о. -2353м. Размеры 1,6х0,9м, высота 11м.}

^{На  залежи, вскрытой скважинами 7039 и 14245, ВНК принят на отметке -2345м. Размеры  залежи 1,4х0,7км, высота 11м.}

Пласт БВ_19-20

^{К этим пластам приурочены две самостоятельные  залежи нефти. Водоплавающая  залежь, выявленная в своде Самотлорской структуры, имеет  размеры 2,25х4,4 км. Высота ее 60 метров. ВНК принят условно на отметке}

^{-2195 метров. В пределах залежи разрез ачимовской толщи представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргелитов.}

^{На  Самотлорской площади  эффективная толщина  ачимовской толщи  меняется незначительно, в среднем составляя 27,3 метра.}

Пласт БВ₁₀

Продуктивный горизонт БВ₁₀ характеризуется значительной литологической изменчивостью по разрезу и по площади. В подсчете запасов 1973г по данному горизонту выделялось два пласта БВ₁₀⁰ и собственно БВ₁₀, по которым запасы подсчитывались отдельно.

В настоящее время  залежь полностью разбурена по эксплуатационной сетке по проекту. Анализ геолого-промыслового материала показал, что дифференцировать коллекторы пластов БВ₁₀⁰ и БВ₁₀ по всей площади залежи не представляется возможным. На отдельных участках пласты разделяются, на других сливаются или один из них замещается плотными разностями пород. Однако сохраняется тенденция, установленная ранее в процессе проведения геологоразведочных работ: верхняя часть горизонта в песчаной фации (пласт БВ₁₀⁰) присутствует в северной части площади, и коллекторы нефтенасыщены, в центральной и далее к югу встречаются линзы коллекторов среди плотных пород, но они водонасыщены. От центральной части к югу распространены коллекторы основного пласта БВ₁₀, к которому приурочены основные запасы горизонта, в южном направлении возрастает их толщина и продуктивность.

По структурным построениям  Самотлорская залежь горизонта БВ₁₀ сливается с Мыхпайской в аналогичном пласте (на юго-западе и юге), а на юго-восточной периклинали залежь “раскрывается” в сторону Советского месторождения.

Отметки ВНК на крыльях структуры  опускаются до -2190 – -2195м, к своду  поднимаются до -2150 – -2145м и даже выше. Размеры залежи составляют 40х21км, высота 144м, эффективная нефтенасыщенная  толщина 7,9м. Тип залежи – пластово-сводовый с литологическим экраном.

^{Пласт БВ₈}

^{В горизонте БВ₈ сосредоточена самая крупная залежь на Самотлорской площади, являющаяся основным эксплуатационным объектом Самотлорского месторождения. В практике разведочных работ и подсчета запасов горизонт БВ₈ разделен на четыре пласта  БВ₈0, БВ₈1, БВ₈2, БВ₈3. Непосредственно на Самотлорском месторождении уверенно выделяется лишь БВ₈0, пласты БВ₈1 и БВ₈2 практически “сливаются” в единый монолитный пласт, а БВ₈3 присутствует в песчаной фации как самостоятельный пласт на ограниченной площади и обычно или замещен, или “сливается” с коллекторами пластов БВ₈1-2. Поэтому выделено два подсчетных объекта БВ₈0 и БВ₈1-3.}

^{Залежь  в пласте БВ₈0 выявлена на собственно Самотлорской площади и в пределах утвержденного контура разбурена по эксплуатационной сетке. ВНК отбивается на отметке -2075м. В северной (район скважины 8812) и восточной частях залежи происходит некоторое понижение ВНК до отметки}

^{-2080м.  Залежь пластово-сводовая; размеры залежи 43х27км, ее высота 155м,  нефтенасыщенная  толщина 4,3м.}

^{Залежи  в пласте БВ₈1-3 установлены на собственно Самотлорской и Западно-Черногорской площадях. ВНК отбивается на отметках -2071 – -2081м. Размеры залежи 39х26км, высота 150м, нефтенасыщенная толщина 17,3м.}

^{Пласт АВ_4-5}

^{Залежь  продуктивного пласта АВ_4-5 в разрезе Самотлорского месторождения установлена на собственно Самотлорском, Мартовском и Белозерном поднятиях. Пласт представлен, в основном, монолитными песчаниками. Максимальная нефтенасыщенная толщина на Белозерном поднятии достигает 28м, а на Самотлорском – 54м. В то же время наблюдаются резкие колебания эффективных толщин на небольших расстояниях, что свидетельствует о литологической неоднородности горизонта.}

^{Залежь  полностью разбурена  эксплуатационными  скважинами. ВНК колеблется в пределах -1670 – -1690 м. ГНК отбивается на а.о. -1612 – -1615м. Для залежи горизонта АВ_4-5 характерна обширная водонефтяная зона, обусловленная большой толщиной горизонта и пологим его залеганием.}

^{Размеры газовой шапки  составляют 3,5х1,5км, высота 9м, средняя  газо-насыщенная толщина 2,7м. Размеры нефтяной части 28х21км, высота 70м, нефтенасыщенная толщина 18,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой, практически массивной.}

^{Пласт  АВ_2-3}

^{Продуктивный  горизонт АВ_2-3 отделяется от ниже залегающего АВ_4-5 пачкой аргиллитов различной мощности. Однако, граница между пластами АВ_2-3 и АВ_4-5 чаще всего условная, так как участками происходит как бы слияние песчаных пластов того и другого горизонтов в мощную монолитную толщу, которая на небольшом расстоянии может замещаться аргиллитами. Поэтому эффективные нефтенасыщенные толщины горизонтов АВ_2-3 и АВ_4-5 изменяются в широких пределах (от 1 до 34м).}

^{В связи с особенностями  строения горизонта  АВ_2-3 в его разрезе выделено два литотипа пород: монолитные и тонкослоистые песчаники. Развитие монолитных песчаников по площади видимой закономерности не имеет. В целом по горизонту можно отметить ухудшение коллекторских свойств продуктивной части и уменьшение толщ в северной и северо-восточной частях месторождения так же как на Белозерной, Северо-Белозерной и Черногорской площадях.}

^{ВНК отбивается на а.о. -1680 – -1693м, наклон ВНК  с запада на восток. В северной части  отметка ВНК составляет -1685м.}

^{В сводовой части залежи выделяется газовая  шапка. ГНК отбивается на отметках -1610 – -1611м. Размеры газовой шапки залежи составляют 14,5х9,5км, высота 41м, средняя газонасыщенная толщина 7,5м.}

^{Размеры нефтяной части 52х32км, высота 80м, средняя  нефтенасыщенная  толщина 9,3м. Залежь по типу является пластово-сводовой.}

^{Пласт АВ₁3}

^{В пласте АВ₁3 выделяются три литологических типа:}

^{1) глинистые песчаники  типа “рябчик”;}

^{2) тонкое чередование  песчано-глинистых  пород – прослои,  толщиной}

^{менее 4 м;}

^{3) монолитные песчаники  - прослои толщиной  свыше 4 м.}

^{Как монолитные, так и  тонкослоистые песчаники  представлены слабоглинистыми коллекторами.}

^{Выделенные  в пласте АВ₁3 литологические разности по площади развиты неповсеместно. Так, монолиты развиты, в основном, по восточному, западному и южному склонам Самотлорского поднятия и на Мартовском поднятии. На своде Самотлорского и Белозерного поднятий монолиты развиты отдельными пятнами. На границе сочленения Самотлорского и Мыхпайского поднятий слабоглинистые коллекторы пласта АВ₁3 полностью отсутствуют. Глинистые песчаники развиты, в основном, на склонах структурных поднятий. А на участке сочленения Самотлорского и Белозерного поднятий бурением выявлены зоны, где пласт АВ₁3 полностью представлен глинистыми коллекторами.}

^{Контур  нефтеносности пласта АВ₁3 выходит за пределы Самотлорской площади в юго-западном направлении на Мыхпайскую площадь.}

^{В сводовой части структуры  пласт АВ₁3 содержит обширную газовую шапку. ГНК залежи отбивается на отметке -1611м. Залежь пласта АВ₁3 в пределах контура нефтеносности имеет размеры 56х38км, высоту 140 м. Размеры газовой шапки 20х17км, высота 60 м. Тип залежи пластово-сводовый.}

^{Пласт АВ₁1-2 «рябчик»}

^{Продуктивный  пласт АВ₁1-2 «рябчик» является  крупной промышленной залежью Самотлорского месторождения. Тип залежи пластово-сводовый. По геологическому строению пласт АВ₁1-2 «рябчик» относится к сложным. Это связано как с особенностями коллекторских свойств, так и со сложным строением песчаных тел по площади и разрезу.}

^{К пласту приурочена нефтяная залежь с газовой  шапкой. Нефтяная часть  залежи в пределах лицензионных границ имеет размеры 77,5х41 км, высота около 80 м. ВНК по пласту принят на а.о. -1675 – -1698 м: на западном склоне структуры – -1675 – -1680 м; на восточном отмечается погружение до -1698 м.}

^{Газовая шапка занимает около 24% общей площади  залежи, размеры 33х26 км, высота около 100 м. Отметка ГНК -1611м.}

^{К востоку от основной залежи выделена незначительная по площади газовая  шапка, приуроченная к локальному поднятию.}

^{Внутри  площади основной газовой шапки  выделены зоны отсутствия газонасыщенных толщин и небольшие зоны полной глинизации коллекторов. В южной части залежи в локальном прогибе выделяется зона отсутствия нефтенасыщенных коллекторов.}

^{Представлен пласт АВ₁1-2 «рябчик» тонкими (от долей до 5-6 мм) прослоями и линзами песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин. Характерно беспорядочное слоисто-линзовидное чередование глинистых и песчано-алевролитовых пород, а также крайне неравномерное распределение глинистого цемента в песчано-алевролитовых пропластках. Такое сочетание пород получило местное название «рябчик».}

^{Глинистый раздел, отделяющий пласт АВ₁1-2 «рябчик» от нижележащего продуктивного пласта АВ₁3, прослеживается по всей площади месторождения, и лишь на отдельных локальных участках отсутствует, где и отмечается слияние пластов.}

^{От  других пластов группы АВ пласт АВ₁1-2 «рябчик» отличается сложным литологическим строением, высокой микро- и макронеоднород-ностью. Коэффициент расчлененности 5,8, песчанистости 0,58.}

^{Породы-коллекторы характеризуются  низкими фильтрационно-емкостными свойствами и сильной  изменчивостью как  по площади, так и  по разрезу.}

^{Основные  геолого-физические характеристики продуктивных пластов Самотлорского  месторождения сведены  в таблицу 1 (приложение).}

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

^{В процессе исследования скважин Самотлорского  месторождения были отобраны и исследованы поверхностные и глубинные пробы нефти и газа, ф}изико-химическая характеристика ^{которых отображена в} таблице 2.

^{Согласно  ГОСТ 9965-76 нефти исследуемых  пластов по плотности  относятся к легким (842-855 кг/м3), маловязким, смолистым (0,044-0,068 д.ед.), парафинистым (0,035-0,046 д.ед.). Нефти пластов и горизонтов АВ₁, АВ_2-3, БВ₈, БВ₁₀ и ЮВ₁ довольно близки по составу. Молярная масса метана в них колеблется от 0,27 до 0,34 д.ед., также близки молекулярные массы (123-130). Содержание легких углеводородов (CH₄-C₅H₁₂) изменяется от 0,78 до 0,127 д.ед.}

^{Максимальная  плотность нефти  при 20 0С отмечается по пласту АВ_2-3 (855 кг/м3), минимальная – по пласту БВ₁₀ (841 кг/м3). По содержанию серы нефти сернистые (2 класс) – серы от 0,009д.ед. до 00,11д.ед. По содержанию парафина нефти парафинистые – парафина от 0,025д.ед. (пласт АВ_1-3) до 0,035д.ед. (пласт АВ_2-3).}

^{По  своему составу несколько  отличается нефть  пластов АВ_4-5, молярная доля метана в ней достигает 0,33д.ед., а в разгазированной нефти содержание легких углеводородов состава СН₄-С₅Н₁₂ значительно меньше и составляет 0,044д.ед.}

^{Для этих нефтей характерны преобладание изомеров над нормальными  углеводородами. Они  относятся к химическому  типу А2.}

^{Нефтяной  газ при стандартной  сепарации состоит, в основном, из метана (0,78-0,86 д.ед.). Наиболее «жирный газ» содержится в пласте АВ_4-5, молярная доля метана в ней составляет 0,93д.ед., наиболее «жирный» содержится в пласте БВ₈1-2 (0,77д.ед.). Отношение содержания этана к пропану 0,4/0,05, что характерно для газов нефтяных залежей. Содержание тяжелых углеводородов (С₆Н₁₄) составляет от 00,123 до 0,0128 д.ед. Количество двуокиси углеводорода невелико и наибольшее в газе пласта АВ_4-5 – 0,0128 д.ед., содержание азота не превышает 0,02 доли.ед.}

^{В целях  изучения физико-химических свойств нефти и газа Самотлорского месторождения проведены исследовательские работы институтом «Нижневартовск НИПИнефть».}

^{Химический  состав пластовой  воды в д.ед.: углекислый газ – 0,0002; азот – 0,0068; метан – 0,253; этан – 0,0126; пропан – 0,0126; изопентан – 0,0127};  изобутан – 0,0127;  гексаны – 0,0506; гептаны – 0,0534; остаток (С₈ и выше) – 0,554.

^{Пластовые воды продуктивных горизонтов Самотлорского месторождения, ф}изико-химические свойства которых представлены в ^{таблице 3 (приложение), относятся к хлоркальциевому типу с высоким   содержанием ионов кальция и относительно низким содержанием гидрокарбонатионов. Исключение составляет пласт АВ_4-5, где фиксируется повышенное содержание гидрокар-бонатионов и пониженное содержание ионов кальция.}

2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ  РАЗРАБОТКИ

2.1 Анализ показателей разработки объекта АВ_4-5 Самотлорского месторождения

Объект введен в разработку в 1969 году. За всю историю разработки на 1.01.2010 г. добыто 370 млн. т нефти, что  составляет 86,4 % от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,489. Накопленная добыча жидкости составила 2037 млн. т, накопленная закачка - 2147 млн. м³.

В разработке объекта можно выделить три этапа:

• с начала эксплуатации до 1983 года – объект характеризуется активным разбуриванием, наращиванием отборов нефти и жидкости. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в этот период (29 млн.т. в 1983 г. при обводненности 49 %). На конец 1983 г. накопленная добыча нефти составила 210 млн.т (57,0 % от всей накопленной добычи).
• с 1984 по 1994 гг. – на фоне наращивания добычи жидкости и закачки воды наблюдается быстрое снижение добычи нефти при прогрессирующем обводнении залежи (ежегодный процент падения добычи нефти составляет более 10 %). Максимальный процент падения отборов нефти отмечен с 1991 по 1993 г. – 29 - 33 %.
• с 1994 года снижение добычи нефти немного стабилизируется (процент падения не превышает 10 %), а в последние три года отмечается ее рост, связанный с началом широкомасштабного применения зарезок боковых стволов на объекте. Несмотря на проводимые мероприятия по выводу скважин из бездействия, наблюдается значительное сокращение действующего фонда добывающих скважин, остановленное только в последние три года.

Динамика основных технологических показателей разработки приведена на рис. 2.3, 2.4, 2.5 и в таблице 4 (приложение).

Рис. 2.3. Динамика добычи нефти и жидкости, закачки воды

По объекту реализуется  предусмотренная проектом система  разработки блоковая с тремя и  пятью эксплуатационными рядами с переходом на блочно-замкнутую.

Пласт АВ_4-5 является одним из основных по добыче объектов месторождения. Четверть накопленной добычи нефти месторождения (27 %) добыто скважинами пласта.

За 2010 год добыто 1599 тыс. т нефти (по проекту 1582 тыс.т), что превышает прошлогодний уровень на 71 тыс.т (+ 5 %). Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов равен 0,4 %, от текущих извлекаемых запасов – 2,7 %.

Добыча жидкости снизила свое значение на 2,4 млн.т. Дебит жидкости в 2010 г. составил 252,0 т/сут (280,7 т/сут в 2008 г.), снижение наблюдалось на фоне ввода низкодебитных новых скважин (дебит 147,3 т/сут), выбытии высокодебитных высокообводненных скважин и деоптимизации насосного оборудования.

Рост добычи нефти по сравнению  с предыдущим годом связан с вводом новых добывающих скважин и проведением геолого-технологических мероприятий (за счет зарезок боковых стволов на фонде пласта дополнительно добыто 113 тыс.т. нефти). Обводненность снизилась с 96,9 до 96,6 %.

Рис. 2.4. Динамика дебитов нефти и жидкости, обводненности

Рис. 2.5. Динамика добывающего и нагнетательного фондов скважин

Всего в 2011 году на объект введено 86 добывающих скважин (три из бурения, в том числе один горизонтальный боковой ствол и 83 скважины переведены с других пластов). Кроме этого, для поддержания пластового давления под закачку переведено семь скважин, две из добывающего фонда, четыре скважины из пьезометра и одна из фонда консервации.

За счет ввода новых  скважин добыто 165 тыс. т нефти (10 % от годовой добычи), дебит нефти новых скважин 12,7 т/сут, жидкости – 153,9 т/сут, обводненность – 91,8 %.

В 2011 г. из неработающего фонда пласта АВ_4-5 в работу запущено 91 скважина (78 добывающих и 13 нагнетательных). Основные мероприятия, проводимые на скважинах – это перфорационные работы (дострел, перестрел), ЗБС и ликвидация аварий. Однако 10 введенных в работу добывающих скважин на конец года вновь выбыли в неработающий фонд по причинам обводнения, отработав, в большинстве, несколько дней. За счет вывода скважин из бездействия добыто 88 тыс. т нефти, дебит нефти выведенных из бездействия скважин составил 10,3 т/сут, жидкости – 138,9 т/сут при средней обводненности 92,6 %.

Средний дебит скважин  по нефти за 2011 год составил 8,7 т/сут, по жидкости – 252 т/сут (в 2009 г. – 8,7 и 280,7 т/сут соответственно), средняя обводненность равна 96,6 % (в 2010 г. – 96,9 %).

Накопленная добыча нефти  на одну скважину, участвовавшую в  разработке – 159 тыс. т, что является одним из наиболее высоких показателей  среди объектов. Кратность запасов при текущем темпе отбора от НИЗ – 37 лет.

Формирование системы  ППД начато в 1971 г. Практически на протяжении всей разработки закачка  компенсировала отборы жидкости на 90 – 100 %. Действующий нагнетательный фонд в течение всей истории имеет  тенденцию к увеличению, за исключением периода 1989 – 1993 гг, когда часть нагнетательного фонда была остановлена для регулирования закачки. В 2011 г. закачано 47,2 млн. м³ при отборе жидкости 46 млн т, средняя приемистость нагнетательных скважин составила 441,4 м³/сут. Текущая компенсация за 2011 год - 101,2 %, накопленная компенсация – 99,6 %.

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

По состоянию на 1.01.2011 г. общий фонд объекта составляет 1648 скважин: в добывающем фонде числится 1161 скважин. Характеристика пробуренного фонда добывающих скважин приведена в таблице 5 (приложение).

Фонд добывающих скважин на объекте составляет 1161 скважину, из них: действующих – 538, бездействующих – 281, в консервации – 56, наблюдательных – 19, контрольно-пьезометрических – 94, ликвидировано – 192 скважины. Распределение добывающих скважин по категориям приведено на рис. 2.1.