Состояние разработки Приобского месторождения

      3 Динамика и состояние разработки Приобского месторождения

      3.1 Краткая характеристика состояния разработки и фонда скважин Приобского месторождения

      Бурение эксплуатационных скважин на месторождении  было начато в 1988 году на Левобережной его части, ввод в разработку Правобережного участка осуществлен позднее – в 1999 году. Добыча нефти на Островном участке началась во второй половине 2003 г. Анализ разработки проведен по состоянию на 01.01.2005 г.

      В таблице 3.1 и на рисунке 3.1 представлены фактические показатели разработки Приобского месторождения в целом. Накопленная добыча нефти по месторождению составила 66,6 млн.т., жидкости 77,2 млн.т., накопленная закачка воды – 106,1 млн.м³. Динамика добычи нефти в целом по месторождению характеризуется непрерывным увеличением объемов добычи.

      Освоение  системы нагнетания было начато в 1991 г., а в 1992 г. объем закачки был  доведен до 620 тыс.м³ в год. В дальнейшем, на протяжении следующих пяти лет, эта величина практически оставалась неизменной, не превышая уровня в 780 тыс.м³ в год. Начиная с 1997 г. отмечается бурный рост объема закачиваемой воды в 2000 г. он достиг величины 2,9 млн.м³. С 2001 года закачка возрастала кратно, в 2004 году объем закачки составил 41,4 млн. м³. Для добычи нефти и жидкости 2000г. также является переломным и с 2001 г. наблюдается значительный рост добычи. Значительный рост объемов закачки воды, привел к пропорциональному росту обводненности которая за период 2000-2004 гг. выросла с 3,8 до 28 %.

      Динамика  фонда скважин и характеристик  их эксплуатации по месторождению в целом показана в таблице 3.2 и на рисунке 3.1. Ввиду того, что месторождение находится в начальной стадии разработки и активно разбуривается динамка фонда скважин характеризуется бурным ростом и низкой долей бездействующих скважин. Небольшое замедление темпов бурения отмечается в 2004 г.

      Текущее состояние фонда нагнетательных и добывающих скважин Фаинского месторождения в целом и по эксплуатационным объектам характеризует таблица 3.3. На 01.01.2005 г. на месторождении насчитывалось 836 добывающих и 331 нагнетательная скважины из них 688 и 278 действующих скважин соответственно.

      Из  общего фонда пробуренных и принятых из бурения скважин эксплуатационного  фонда в категории ликвидированных  числится 66 скважин. Часть пробуренных  скважин использована в качестве пьезометрических            (5 скважин) и контрольных (5 скважин – 0,6% пробуренного фонда). По проекту необходимо, чтобы количество контрольных скважин составляло 5% от эксплуатационного фонда скважин.

      На  дату анализа фонтанировало 38 скважин из 688 действующих; остальные скважины эксплуатировались механизированным способом: 86,9% фонда скважин было оборудовано установками ЭЦН и 7,3 % фонда – установками ШГН. Текущие средние дебиты скважин, оборудованных ШГН, составляют: нефти – 3,7 т/сут, жидкости – 4,7 т/сут, скважин, оснащенных ЭЦН, – 93,7 т/сут и – 143,4 т/сут, фонтанных скважин – 0,6 т/сут и – 3,7 т/сут, соответственно. Две скважины эксплуатируются при помощи струйных насосов их средний дебит – 7,5 т/сут и – 9,2 т/сут по нефти и жидкости соответственно.

      Характерной особенностью эксплуатации Приобского месторождения является то, что подавляющее большинство скважин совместно эксплуатируют два пласта и более.  

Таблица 3.1 - Характеристика основных показателей разработки по отбору нефти и жидкости по месторождению в целом

Таблица 3.2 - Характеристика основного фонда скважин по месторождению в целом

Таблица 3.3 - Характеристика фонда скважин по месторождению в целом