Рассветное месторождение

Начальные дебиты по скважинам составляли от 1,3 т/сут. (скв.540) до 14,3 т/сут.(скв.512) безводной  нефти . В 1999 фактический средний  дебит скважин по нефти был равен 4,2 т/сут.(проект-3,6 т/сут.), по жидкости-6,5 т/сут.(проект-7,5 т/сут.) 

  По состоянию на 1.01.2000 года обводненную продукцию дают все скважины. Распределение фонда скважин по проценту обводненности приводится в табл. 16. Среднегодовая обводненность   добываемой продукции в 1999 году была равна 34,6%,что ниже проектной (51,7%).

Освоение системы заводнения для  поддержания пластового давления начато в 1982 году. По состоянию на 1.01.2000г.пробурен весь фонд нагнетательных скважин (60), но под закачку освоены 41 скважина , остальные находятся в отработке на нефть.

Средняя приемистость скважин  фактическая-19 м3, проектная 10м3, при среднем давлении на устье скважин-13 МПа. Компенсация  отбора жидкости в пластовых условиях закачкой воды с начала разработки-97,8%,годовая-99,3%.

Пластовое давление в зоне ВНК-12,6 МПа, в зоне отбора 12,3МПа(Рпл.начальное-14 МПа).

За анализируемый период годовые  отборы значительно выше проектных. Так, в1999 году фактический годовой  отбор нефти составил 140 тыс.т (проектный-114,8 тыс т). Превышение годовых отборов объясняется значительно большим действующим фондом добывающих скважин в результате увеличения площади нефтеносности, а также запасов.

Из залежи отобрано 2128,5 тыс.т нефти ,что составляет 48,8% от начальных извлекаемых запасов.

 

Раздел 4.  
Анализ эксплуатации скважин.

4.1.Фонд скважин.

      Разработка  Рассветного  месторождения началась в   апреле 1979  года вводом в эксплуатацию  одной добывающей скважины. Средний  дебит  скважин составляет 3,5 т/сут, продукция в основном безводная. В связи с особенностями  геологического строения месторождения скважины вводились в эксплуатацию механизированным способом, использовались штанговые глубинно-насосные установки и электроцентробежные насосы разных модификаций.

  Основная часть скважин была  пробурена в 1986-1990 годах, в эти  годы из бурения вводилось  по 20-30 скважин. Бурение основного  фонда добывающих скважин завершилось в 1996 году. Разработка велась с помощью 339 добывающих скважин. Средний дебит одной скважины 3,7 т/сут нефти 6,9 т/сут жидкости, наибольший дебит отмечается в скважинах, оборудованных ЭЦН, составляет 27,1 т/сут нефти и 75 т/сут жидкости. Дебит в скважинах, оборудованных ШГН –3,2т/сут нефти 5,4 т/сут жидкости. Обводненность продукции составляет 46%.  

В настоящее время на месторождении  пробурен весь проектный фонд скважин. Разработкой охвачены все участки  месторождения.

Первоначально предполагалась разработка яснополянской залежи отдельной сеткой скважин 300х300 и башкирской 400х400. После уточнения геологического строения башкирской залежи было принято решение о разработке залежей Бш1 и Бш2 раздельной сеткой скважин 400х400.

Бурение скважин проводится согласно утвержденным групповым проектам, которые предлагают следующие конструкции  добывающих и нагнетательных скважин:

-нагнетательная:

Направление  324х9,5 мм  спускается  на глубину 50 м, перекрывая четвертичные отложения. Бурение под кондуктор ведется на глинистом растворе. Кондуктор 245х8,9 мм спускается на глубину 427 м. Подъем цемента за кондуктором до глубины 12 м. Основная часть эксплуатационной колонны бурится на технической воде, первичное вскрытие продуктивного пласта из-за возможно высоких пластовых давлений проводится на глинистом растворе. Подъем цемента за эксплуатационной колонной до глубины 90 м. Подъем цементного камня за колонной исключает заколонные перетоки, фиксирует эксплуатационную колонну. 

Оценка качества строительства  скважины определяется испытанием   на герметичность эксплуатационной колонны и устья, опрессовкой.

Устье скважины оборудуется колонным фланцем.

 

-добывающая:

Направление 324х9,5 мм спускается на глубину 60 м, перекрывая от осыпания четвертичные отложения. Бурение под кондуктор ведется на глинистом растворе. Кондуктор   245х8,9 мм спущен на глубину 415 м. Подъем цемента за кондуктором до 15 м.

Бурение под эксплуатационную колонну  ведется на технической воде до глубины 1512 м. Вскрытие продуктивной части проводится на полимер солевом растворе, что  снижает сроки вывода скважин  на проектный уровень добычи.

Скважина бурится до проектной  глубины, которая определяется глубиной продуктивного пласта, т. е. вскрывается  продуктивный пласт и часть плотных  пород, залегающих ниже. Эксплуатационная колонна 146х8,5 спускается на глубину 1647 м. Эксплуатационная колонна и устье скважины испытываются на герметичность опрессовкой. Устье скважины оборудовано колонным фланцем.

Освоение скважин проводится согласно руководящим документам, принятым в топливной промышленности.

Перфорация эксплуатационной колонны  проводится с помощью перфораторов ПКС-80 или ПК-105 на глубине продуктивного пласта. После вторичного вскрытия в карбонатных коллекторах проводится соляно кислотная обработка, а в терригенных коллекторах вызов притока с помощью отработки компрессором.

Строительство скважин на Рассветном нефтяном месторождении проводится согласно описанной выше схеме.

После освоения и подбора оборудования  скважины передаются в эксплуатацию.

Фонд  скважин на 1.01.2000 представлен  в табл. 17-19.

 

 

 

Таблица 17 
Фонд добывающих скважин  на 1.01.2000 г.

 

 

	Башкирский ярус Бш1	Башкирский ярус Бш2	Тульско- Бобриковский	Всего
Действующие: -дающие нефть -остановленные в отчетном месяце	105   4	89   6	131   9	313   18
Всего действующих	109	95	140	331
Бездействующие: -бездействующие в текущем году	-	-	3	3
-бездействующие с прошлых лет -в освоении и ожидании освоения	-   -	-   -	-   -	-   -
Дающие техническую воду: -действующие -бездействующие	-	-	-	-
Весь фонд добывающих  скважин	109	95	143	334

 

Всего нагнетательных скважин 127. Все  скважины готовы к работе и принимают  участие в разработке залежи. Нагнетательные скважины яснополянской залежи принимают подтоварную воду,  в пласты Бш1 и Бш2 идет закачка пресной воды. В скважины яснополянской залежи закачка воды идет постоянно. Нагнетательные скважины пластов Бш1 и Бш2 останавливают на лето в связи с ограничением водопритока.

 

Таблица 18 
Фонд нагнетательных скважин.

	Башкирский ярус Бш1	Башкирский ярус Бш2	Тульско-Бобриковский	Всего
Действующие: -под закачкой -остановленные в текущем месяце -остановленные по техническим причинам	33 -   9	38 -   2	42 -   3	113 -   14
Всего действующих	42	40	45	127
Бездействующие: -бездействующие в текущем году -бездействующие с прошлых лет -в освоении	- -     -	- -     -	- -     -
Итого нагнетательных	42	40	45	127

 

Для контроля за разработкой пробурено 10 контрольных скважин, с помощью которых наблюдают за изменением энергетических параметров пласта. 
Таблица 19 Прочие скважины.

	Башкирский ярус Бш1	Башкирский ярус Бш2	Тульско- Бобриковский	Всего
Контрольные	6	1	3	10
В консервации	-	-	-	-
Ликв. после бурения	-	-	-	-
Ликвидация после эксплуатации	1	1	1	3
Ожидающие ликвидации	-	-	1	1
ВЕСЬ ФОНД	158	137	195	477

 

4.2. Анализ эксплуатации добывающих  скважин.

 

На яснополянской залежи Рассветного  месторождения фонд добывающих скважин  эксплуатируется механизированным способом: электроцентробежными и штанговыми глубинными насосами.

Из действующего фонда 126 скважин  оборудовано ШГН, 7 скважин оборудовано ЭЦН, 10 скважин ВН с поверхностным приводом.

Для подвески насоса и подъема жидкости используются НКТ с диаметрами 60´5 и 73´5.5 мм. Для спуска плунжера или вставного насоса используются штанги диаметров: 19, 22, мм. В скважинах используются как одно -, так и двухступенчатые колонны штанг.

Для подвески электроцентробежных  насосов и подъема жидкости используются НКТ диаметром 60´5 мм.

Распределение скважин по типам насосов приведено в табл. 20.

Таблица 20 
Распределение добывающих скважин по используемым типам насосов.

 

Тип насоса	Количество скважин
НГВ-28	2
НГВ-32	68
НГН-43	44
НГН44	12
Всего ШГН	126
ЭЦН-50	1
ЭЦН-80	5
ЭЦН-130	1
Всего ЭЦН	7
ВН-0,25	4
ВН-0,63	6
Всего ВН	10

                                            

 

Таблица 21 
Средние значения показателей, характеризующих работу скважин, оборудованных ШГНУ.

 

	Интервал изменения	Среднее значение	Количество скважин
Динамический уровень, м	до 500 501 - 1000 1001 и выше	301 820 1084	23 67 36
Коэффициент подачи насоса	до 0.4 0.41 - 0.65 0.66 и выше	0,31 0,51 0,79	35 45 46
Среднесуточный дебит  по нефти, т/сут	до 5 6 - 10 11 и выше	2,5 6,6 11,5	92 32   2
Обводненность, %	до 10 11 - 60 61 и выше	7,5 34,6 80,2	34 74  18
Среднесуточный дебит  по жидкости, т/сут	до 5 6 - 10 11 и выше	3,2 8,1 13,5	54 41 31
Коэффициент продуктивности скважин, МПа/т*сут	до 1 1 - 3 3.1 и выше	0,41 1,78 5,0	67 38 21

 

 

Таблица 22 
Средние значения показателей, характеризующих работу скважин, оборудованных ЭЦН.

 

	Интервал изменения	Среднее значение	Количество скважин
Динамический уровень	до 200 201 - 400 401 и выше	68   - 537	2 - 5
Среднесуточный дебит  по нефти, т/сут	до 30 31 - 50 51 и выше	- 38,3 59,1	- 1 6
Обводненность, %	20 50 51 и выше	- 48,3 70	- 3 4
Среднесуточный дебит  по жидкости, т/сут	50 80 130	50 80 130	1 5 1
Коэффициент продуктивности скважин, МПа/т*сут	до 15 16 - 20 21 и выше	13,1 18,5 30,2	4 2 1

 

 

Таблица 23 
Средние значения показателей характеризующих работу скважин,           оборудованных ВН с поверхностным приводом

 

 

	Интервал измерения	Среднее значение	Количество скважин
Динамический уровень, м.	до 500 501-1000 1001 и выше	170 - 1021	7 - 3
Коэффициент подачи насоса	до 0,4 0,41-0,65 0,66 и выше	0,36 0,49 -	4 6 -
Среднесуточный дебит по нефти, т/сут.	до 5 6-10 11 и выше	3 - -	10 - -
Обводненность, %	до 10 11-60 61 и выше	- 53 -	- 10 -
Среднесуточный дебит по жидкости, т/сут.	до5 6-10 11 и выше	- 7 -	- 10 -
Коэффициент продуктивности скважин, т*сут/МПа.	до 1 1-3 3,1 и выше	- 1,2 3,64	- 8 2