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
|