3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

3.1. Основные проектные  решения по разработке  пласта БВ8.

_{Проектирование  разработки начато с 1976 года, когда институтом ВНИИнефть составлена первая технологическая  схема разработки. За всю историю  проектирования составлено 11 наиболее значимых проектных документов, часть из которых отклонена ЦКР Миннефтепрома, но впоследствии решениями ЦКР включались в реализацию. Характерно, что за всю историю разработки среди проектных документов по номенклатуре Регламента не выполнено ни одного анализа разработки месторождения.}

         _{Проектирование разработки  месторождения велось  институтами ВНИИнефть,  СибНИИНП, БашНИПИнефть. Значительное количество  проектных документов (11), частая их повторяемость  обусловлены}

_{●  постоянно меняющимися  представлениями о размерах, конфигурации, запасах и строении месторождения, вплоть до настоящего времени;}

_{●  сложными промыслово-геологическими условиями реализации промышленного процесса в продуктивных горизонтах БВ8-10, неоднозначностью трактовки промыслово-геологической модели продуктивного комплекса БВ8-10 после 1980 года;}

_{●  резко меняющейся экономической ситуацией  после 1990 года.}

         _{Реализуемый  вариант  разработки продуктивного  комплекса характеризуется  следующими основными проектными решениями:}

_{● выделением двух объектов разработки 1БВ8 и 2БВ8 с бурением самостоятельной сетки добывающих и нагнетательных скважин на каждый объект; к нижнему объекту приобщены пласты БВ1, БВ10;}

_{●  разбуривание объектов разработки по равномерной  треугольной сетке 600*600 м, с плотностью 31,2га/скв.;}

_{●  применение блоковой трехрядной системы  воздействия, разрезания залежи рядами нагнетательных скважин и совмещением  в плане зон  нагнетания воды и  зон отбора продукции;}

_{●  усиление системы  воздействия очаговыми  скважинами, расположенными преимущественно в стягивающих добывающих рядах скважин;}

_{●  частичное уплотнение сетки нижнего  объекта разработки}

 

                                                                                                                                                                                                                                                                         

Основные  документы по освоению Повховского нефтяного  месторождения

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                                                                                                                                                                                                           

_{Балансовые  запасы категории  В+С1 в разрабатываемой  зоне продуктивного  комплекса БВ8-10} 

 
 
 
 
 
 
 
 

 

 

         _{Максимальный годовой уровень добычи 12,5млн.т был достигнут в 1986 году и удерживался 3 года. Проектный уровень добычи жидкости был достигнут в 1986 году и удерживался практически в течении 10 лет, вплоть до 1995 года. Проектный дебит нефти при выходе на максимум составлял 29,9т/сут, жидкости35,2т/сут, приемистость скважин 160 м ³/сут.}

         _{В связи с переутверждением  запасов нефти  в 1994 году, падением  уровней добычи  нефти и жидкости  в последние годы, отсутствием утвержденной  комплексной программы  разработки месторождения с единой увязкой всех имеющихся технологических решений на перспективу недропользователем Повховского месторождения заключен договор с СибНИИНП на составление проекта разработки и утверждено техническое задание. Основными пунктами технического задания являются:}

_{●  составление проекта  разработки на утвержденные ГКЗ РФ запасы с  дополнениями на балансе  ВГФ по состоянию  на 1.01.1997 года;}

_{●  уточнение промыслово-геологической  модели продуктивного  комплекса БВ8-БВ10 и обоснование  варианта разработки с максимальным охватом процессом разработки запасов продуктивного комплекса;}

_{●  выполнение мероприятий  по вводу скважин  из бездействия и  консервации;}

_{●  выполнение мероприятий  по ГРП, забуривание  вторых стволов, бурение  скважин- дублеров взамен технически неисправных;}

_{●  разработка комплексной  программы по увеличению текущей годовой  добычи нефти за счет подключения слабодренируемой части запасов.} 

    3.2. Состояние техники и технологии добычи нефти.

    3.2.1. Состояние эксплуатационного фонда скважин.

 

    По  состоянию на 01.01.01 г. всего на Повховском месторождении числится 3257 скважин, из них 1880 скважин нефтяного фонда, 600 скважины нагнетательного фонда, 422 скважины находятся в консервации, 69 скважин контрольные и пьезометрические, 157 скважин – ожидание ликвидации и ликвидированные, 91 водозаборных и поглощающих скважин.

         Из 1880 скважин нефтяного фонда  1288 скважин действующих, бездействующий фонд – 522 скважин.

         По способам эксплуатации действующий фонд распределяется:

• фонтан – 23 скважины (1,7%);
• ЭЦН – 616 скважин (48%);
• ШГН – 649 скважин (50,3%);

    В бездействии и консервации находятся,  в основном,  низкодебитные  (1014скважин  или 80% от неработающего фонда скважин) и высокообводненные (300 скважин или 20%) скважины.

         Из 600 скважин нагнетательного фонда  400 скважин действующих, бездействующий фонд – 177 скважин.

         Характеристика фонда скважин приведена в таблице . 
 

                       Характеристика фонда скважин