2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

2.1. АНАЛИЗ ФОНДА СКВАЖИН, ТЕКУЩИХ ДЕБИТОВ И ОБВОДНЕННОСТИ

Месторождение введено в промышленную разработку в 1980 году. В самостоятельные объекты разработки выделены тульские и верей-башкирские отложения, разбуривание которых осуществлялось по треугольной сетке с расстоянием между скважинами – 300 м. тульский горизонт разрабатывается с применением законтурного внутриконтурного (избирательного, линейного) заводнения. Верей-башкирские отложения разрабытываются с применением внутриконтурного (избирательного, линейного с дополнительным разрезанием на блоки) заводнения.

В таблице 2.1.1 представлено распределение пробуренного фонда скважин. Малое количество скважин оборудованных ЭЦН – всего 10 (на 1.01.06) Это объясняется низкими дебитами скважин из-за низкого пластового давления и высокой вязкостью нефти, а также проблемой выноса песка. [7]

Таблица 2.1.1

Распределение пробуренного фонда скважин

Приёмистость одной нагнетательной скважины равна 9 м³/сут. Закачка воды в нагнетательные скважины осуществляется при устьевых давлениях в среднем равных 12,3 МПа. [7]

Таблица.2.1.2

Распределение фонда скважин по объектам разработки

За 2006 год в эксплуатационный фонд были переведены 3 скважины из консервации. Из эксплуатационного фонда выбыла 41 скважина нерентабельного фонда, в т.ч. 14 скважин в пьезометрические, 24 скважины в консервацию, 1 - в ожидании ликвидации, 2 скважины освоены под закачку воды (№№ 4233.4582). [7]

Основными объектами разработки являются пласты тульско-бобриковского горизонта (840 скв.), турнейского и верей-башкирского ярусов (435 и 362 скв. соответственно). (Табл. 2.1.2)

Из нагнетательного фонда 2 скважины выбыли : 1 скважина (№ 7462) - в пьезометрические, 1 скважина (№ 4540 ) - переведена в консервацию.В освоение под закачку переведена скважина №629 из ожидания ликвидации. Из консервации 5 скважин переведены в пьезометрический фонд. Нормы  отбора  нефти,  жидкости  и  закачки  воды  по  месторождению выполнены на 100,6%, 99% и 99,1% соответственно. [7]

Обводненность добываемой продукции выросла на 1,9% и составила 50,4%. Средний дебит скважин, оборудованных винтовых насосов, составляет по нефти 8,1 т./сут. на 1.01.07 и 62,7 т./сут. против 59,4 т./сут. по жидкости. Средний дебит скважин, оборудованных ШГН, составляет 6,3 т./сут.

С начала разработки отобрано нефти 45,2% от НИЗ, темпы отбора составили: 1,61% от НИЗ; 2,85% от ТИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения -0,117 при проектном 0,259.

Действующий фонд скважин по обводненности распределяется следующим образом:

работают с водой:

• до 2%                     -
• от 2 до 20%        157 скважин
• от 20 до 50%      81 скважина
• от 50 до 90%      105 скважин
• более 90% 46 скважин

Всего:        389 скважин. [7]

Рис. 2.1.1. Распределение фонда скважин по обводненности

Как видно из рис. 2.1.1, 47.1% скважин имеет обводненность 75-99%, что почти в 8 раз превышает процент скважин с обводненностью 50-75%. Поэтому фонд скважин можно отнести к высокообводненому.

В 41-м% скважин динамический уровень жидкости колеблется от 400 до 800 м, при этом процент скважин с динамическими уровнями 0-200 и 800-1000 одинаков и составляет общее число 11,8%. (рис. 2.1.2)/ [7]

Рис. 2.1.2. Распределение фонда по динамическому уровню жидкости

Приблизительно треть всех станков качалок типа СКД6. Остальная часть фонда добывающих скважин оборудована другими типами станков качалок приблизительно в равной пропорции: это СК-8, СК-5, СК-6, ПНШ60, UP-9T и др. [7]

Насосы применяются преимущественно вставные (89%), на трубные приходится лишь 11%.

Рисунок 2.1.3. Распределение фонда скважин по типу насосов

Как видно из рис. 2.1.3., 87,4% скважин оборудовано вставными насосами и 12,6% - трубными. [7]

Длина хода плунжера находится в пределах от 0,9 до 3м. При этом существенную часть составляют скважины с длинной хода всего 0,9 м (27%). Средняя длина хода равна 1,5м. 

Рис. 2.1.4. Распределение фонда скважин по длине хода насосов

В 41% скважин длина хода насоса составляет 2-2,5 м, и только 12% скважин – 1,5-2 м. (рис. 2.1.4)

Число качаний среди скважин разнится весьма существенно (от 1,4 до 5,7), Число качаний 47% скважин находится в диапазоне от 2 до 3 качаний в минуту. При этом среднее число качаний равно 3,05. (рис. 2.1.5)

Рис. 2.1.5. Распределение фонда скважин по числу качаний

Хотелось бы отметить тот факт, что для тульских отложений нижнего карбона применяются двухступенчатая колонна штанг. Хотя нормой для ОАО "Татнефть" считается одноступенчатая колонна штанг диаметром 22 мм. Колонны штанг такого типа нет вообще, зато есть одноступенчатые колонны штанг диаметром 19 мм. [7]

Среднесуточный дебит и обводненность составляют:

• жидкости – 7,57 т/сут;
• нефти – 3,18 т/сут;
• обводненность – 42,9%.

Рисунок 2.1.6. Распределение фонда по фактической добыче нефти

Из рис. 4.6. видно, что фонд скважин относится к малодебитным, т.к. дебит 70,6% скважин составляет 0-2 т/сут. [7]

2.2. АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ПЛАСТОВ

Первая технологическая схема разработки месторожде­ния была составлена в 1978 г., в ней предусматривалось выде­ление двух самостоятельных объектов разработки - залежей нефти тульского горизонта и отложений верей-башкирского возраста; размещение проектного фонда по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м; по тульскому эксплуатационному объекту применение мето­да ВВГ на опытном участке, охватывающем десять элемен­тов, на отложениях верей-башкирского возраста ВВГ опробо­вать на участке, включающем четыре элемента. [1]

В 1979 и 1984 гг. были составлены еще две проектные работы по уточнению систем разработки месторождения и его ТЭП. В 1994 г. составлена TCP в связи с пересчетом запасов нефти, в которой принято решение о прекращении процесса ВВГ по причине усиления коррозии оборудования и осложнений в подготовке нефти.

По рекомендуемому варианту предусматривалось бурение 224 скважин, поддержание пластового давления путем внутриконтурного и приконтурного заводнения, вне­дрение циклической закачки, применение методов повыше­ния нефтеизвлечения. За счет МУН предполагается добыть 766,8 тыс. т нефти. К объектам возврата отнесены отложения каширского, алексинского, турнейского возрастов. [1]

Рис.2.2.1. Архангельское месторождение. Динамика показателей разработки

Проектный фонд 863 скважины. По состоянию на 01.01.2006 г. пробурено 666 скважин. Из них эксплуатационный фонд - 380 скважин, нагнетательный - 107, прочие - 174. Все добывающие сква­жины работают механизированным способом. Суммарный отбор жидкости на 01.01.2006 г. составил 17041,9 тыс.т, в том числе нефти - 10541,3 тыс.т (44,4% от НИЗ по категориям Ci+Сг) и воды - 6500,6 тыс.т (рис. 2.2.1). Для компенсации от­бора жидкости закачано 13178,1тыс.м³ воды. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,12, водонефтяной фактор составил 0,617 при средней обводненности 54%. В 2005 г. отбор нефти составил 338,6 тыс.т. [1]

Пластовое давле­ние в зоне отбора в 2005 г. в среднем по объектам составило: по верейскому - 4,3 МПа, по башкирскому - 3,82 МПа, по алексинскому - 6,95 МПа, по тульскому - 8,4 МПа, по турнейскому - 6,59 МПа. Оптимальное забойное давление составляет для верейского объекта 2,4 МПа, для башкирского -2,8 МПа, для тульско-бобриковских - 3,2 МПа, для турнейского - 4,5 МПа.

Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан тульский (75,2% от НИЗ), теку­щая обводненность - 57,2%, средний дебит по нефти - 4,1 т/сут, по жидкости - 9,6 т/сут. Залежи бобриковских отложений разрабатываются единичными скважинами, отбор от НИЗ со­ставляет 13,1%, текущая обводненность - 6,1%, средний дебит по нефти - 4,6 т/сут, по жидкости - 4,9 т/сут. Турнейский объект разрабатывается только на 4 и 9 блоках, отобрано 8,3% от НИЗ, текущая обводненность - 22,1%, средний дебит по нефти- 1,1 т/сут, по жидкости- 1,5 т/сут. Отложения башкирского яруса практически не разбурены, наиболее интенсивно разрабатывается западная часть 6 блока, остальные блоки (1 и 4) эксплуатируются единичными скважинами на естественном режиме. По объекту отобрано 10,4%, текущая обводненность -35,4%, средний дебит по нефти - 2,2 т/сут, по жидкости - 3,4 т/сут. Верейский объект разрабатывается в основно, на опыт­ных участках 4 и 6 блоков, на остальных блоках - единичными скважинами. По нему добыто 27,8% от НИЗ, текущая обводненность продукции - 46%. На алексинский объект работает всего 6 скважин на разных блоках, текущие дебиты по нефти равны 1,4 т/сут, по жидкости - 2,3 т/сут. На кыновско-пашийский объект работает одна скважина с дебитом 1,0 т/сут. Месторождение находится на второй стадии разработки. [1]