- •Введение
- •1. Общие сведения о площади
- •2. Геолого-физическая характеристика площади
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность
- •Средние значения пористости и нефтенасыщенности пластов
- •Характеристика параметров пласта (горизонта)
- •Толщины пластов горизонтов д0 и д1 Березовской площади
- •2.2.3. Показатели неоднородности пластов
- •Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов д0 иД1
- •2.2.2. Толщина пластов
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Параметры пластовой нефти
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированного в пластовой нефти (% мольные)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Внедренные методы увеличения нефтеотдачи пластов на объекте
- •3.3.2. Добыча газа
- •3.3.3. Закачка воды
- •3.3.4. Обводненность продукции
- •Распределение обводненного фонда по степени обводненности
- •3.3.5. Состояние пластового давления.
- •3.3.6. Динамика контуров нефтеносности.
- •Состояние внк по результатам вскрытия скважинами
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •3.4.1. Добывающий фонд
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •3.4.2. Нагнетательный фонд
- •3.4.3. Прочие скважины
- •3.4.4. Характеристика текущих дебитов
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •В целом по площади
- •3.6. Технологические показатели разработки
- •Динамика основных показателей разработки
- •3.7. Технико-экономические показатели нгду «Альметьевнефть»
- •3.8. Обоснование проекта плана добычи нефти игаза
- •3.8.1. Мероприятия по выполнению запланированных норм отбора нефти (на 2004 г.)
- •3.9. Организация и производство буровых работ
- •4. Техника и технология добычи нефти и газа
- •4.1. Фонд скважин и выработка пластов
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •Структура нагнетательного фонда Березовской площади
- •4.2. Сбор и подготовка добываемой продукции
- •4.3. Существующая система ппд
- •4.4. Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин
- •4.4.1. Основные причины неисправности глубинного насосного оборудования
- •4.4.2. Причины формирования аспо на фонде скважин оборудованного шсну Берёзовской площади
- •4.4.3. Осложнения, возникающие при выпадении парафина
- •4.4.4. Применяемые методы борьбы с отложениями парафина в нгду «Альметьевнефть»
- •4.4.5. Мероприятия, направленные на борьбу с отложениями парафина применение скребков – центраторов
- •4.4.6. Обработка скважин растворителями аспо
- •Динамика применения промывок
- •Защитные покрытия
- •Эффективность проводимых мероприятий
- •Динамика подземных ремонтов по причине запарафинивания
- •4.4.7. Обработка призабойной зоны
- •5. Охрана недр и окружающей среды
- •5.1. Мероприятия, направленные на охрану недр и окружающей среды
- •5.2. Основные требования по охране окружающей среды при выполнении наиболее типичных технологических операций на скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами
- •5.2.1. Глушение скважины
- •5.2.2. Подземный ремонт скважины
- •5.2.3. Ремонт скважин, выделяющих сероводород
- •5.2.4. Химическая обработка скважин
- •6. Организация и планирование на предприятии
- •6.1. Организация, управление, учет и контроль производственных процессов на предприятии
- •6.2. Планирование и результаты производственно-хозяйст- венной деятельности
- •7. Научно-исследовательская работа
3.3.2. Добыча газа
За 2002 год добыто 39086 тыс. м3 газа, с начала разработки отобрано 67221426 тыс. м3. Средний газовый фактор составил 53,0 м3/т на конец года.
3.3.3. Закачка воды
Годовая закачка воды по промысловому учету составила 4150,67 тыс. м3. В виде изливов и непроизводительной закачки потеряно 328,6 м3. Технологическая закачка (3821,7 тыс. м3) скомпенсировала жидкость в пластовых условиях на 116,6%. За контур нефтеносности ушло 509,7 тыс. м3,
в результате компенсация отбора жидкости производительной закачкой составила 101,1%.
В отчетном году нагнетательные скважины №№ 13453, 13448 были переданы под водозабор.
За текущий год освоено под закачку воды 19 скважин, как по пласту «Д0», так и по нижней пачке пластов горизонта Д1. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составила 98 м3/сут. Вновь освоенные скважины расположены на линиях дополнительного разрезания, кроме того, введены под закачку очаги по линзам и малопродуктивным коллекторам.
Закачка воды по пластам крайне неравномерна. Наиболее обеспечен закачкой горизонт Д0 (технологической 153%, производительной 148,2%) и пласт «а» (технологической 96,7%, производительной 72,2%). Наименее обеспечены закачкой более сложные по геологическому строению нижние пласты горизонта «Д1» – «б1» и «в» – 30% и 9,9% соответственно. В целом по горизонту Д1 обеспеченность технологической закачкой составила 80,0 %.
С начала заводнения закачано 237580 тыс. м3 воды (технологическая закачка). Потери в виде изливов и непроизводительной закачки составили 28282 тыс. м3 или 10,6% от закачки по промысловому учету. Соотношение закачки к отбору жидкости в пластовых условиях составляет: технологической 104,7%, производительной 92,6%.
На поздней стадии разработки для замедления темпов падения добычи нефти продолжается развитие сети дополнительного разрезания по основному объекту разработки площади – пласту «Д0», а также введены под закачку очаги по малопродуктивным коллекторам. По I блоку за год было освоено под закачку 10 скважин; закачка по ним составила 147,8 тыс. м3. По II блоку освоено 7 скважин; закачка по ним составила 87,2 тыс. м3. По III блоку освоено 2 скважины (№№ 12239, 21575); закачка составила 6,2 тыс. м3.
3.3.4. Обводненность продукции
За 2002 год вместе с нефтью извлечено 2457,4 тыс. т. воды, что на 127,6 тыс. т. больше, чем в прошлом году. Среднегодовой процент обводненности составил 76,9 %, что на 1,1% больше уровня прошлого года.
Основное обводнение продукции скважин происходит из-за активного продвижения контура нагнетаемых вод. За отчетный год объем извлеченной закачиваемой воды составил 1938 тыс. т. (78,9% от общего объема добытой попутной воды). Пластовая, подошвенная и смешанная вода соответственно
составили 282,0 тыс. т., 197,8 тыс. т. и 40 тыс. т.
В 2002 году продолжались работы по сокращению добычи воды. Это вывод высокообводненных скважин из эксплуатации под закачку воды для ППД, заливка обводненных пластов, герметизация нарушенных эксплуатационных колонн, циклирование закачки.
Обводненный фонд по состоянию на 1.01.2003 г. составил 422 скважины, в т.ч. обводнились от закачки 336 скважин (79,6%), пластовой водой 68 скважин, подошвенной водой 18 скважин.
Распределение обводненного фонда по степени обводненности приведена в таблице 3.3.