2.2 Анализ показателей работы фонда скважин
По состоянию на 1.01.2010 года общий фонд добывающих скважин составляет:
Таблица 2.2.1 Объект АВ11-2. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2010 г
Наименование |
Характеристика фонда скважин |
СНГДУ-2 |
Фонд добывающих скважин |
Общий фонд |
485 |
Эксплуатационный фонд в т.ч. действующие из них фонтанные ЭЦН ШГН УВН СТР КГ в бездействии в освоении |
422 |
|
388 |
||
4 |
||
152 |
||
222 |
||
2 |
||
8 |
||
0 |
||
33 |
||
1 |
||
В консервации Пьезометрические Наблюдательные В ожидании ликвидации Ликвидированные |
45 |
|
1 |
||
2 |
||
0 |
||
15 |
||
Фонд нагнетательных скважин |
Общий фонд |
18 |
Эксплуатационный фонд в т.ч. действующие в бездействии в освоении |
17 |
|
14 |
||
3 |
||
0 |
||
В консервации Пьезометрические Наблюдательные В ожидании ликвидации Ликвидированные |
0 |
|
0 |
||
0 |
||
0 |
||
1 |
||
Фонд газовых скважин |
Общий фонд |
37 |
Эксплуатационный фонд в т.ч. действующие в бездействии |
0 |
|
0 |
||
0 |
||
Скважины отбирающие газ с пласта |
36 |
|
Ликвидированные |
1 |
726 скважин, в эксплуатационном добывающем фонде числятся 592 добывающих и 37 нагнетательных скважин.
Характеристика пробуренного фонда представлена в табл. 2.2.1.
В добывающем фонде СНГДУ-2 на 1.01.2010 г. на пласте АВ11-2 числится 485 скважин, в том числе в эксплуатационном фонде числится 422 добывающих и 17 нагнетательных скважин. В действующем добывающем фонде находятся 388 скважин (91.9 % эксплуатационного фонда), в бездействии числятся 33 скважины (7,8 %). В пассивном фонде находятся 63 скважины: 45 скважин - в консервации, 3 скважины - контрольные и пьезометрические, 15 скважин ликвидировано. Распределение добывающего фонда скважин по категориям фонда показано на рисунке 2.2.1.
Рис. 2.2.1 Характеристика добывающего фонда скважин на 1.01.2010 года
Практически весь действующий фонд эксплуатируется механизированным способом, фонтаном работают 4 скважины. Распределение действующего фонда добывающих скважин по способам эксплуатации представлено на рисунке 2.2.2.
Рис.2.2.2 Распределение действующего фонда добывающих скважин по способам эксплуатации на 1.01.2010 г
Распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности на 1.01.2010 г. приведено в таблице 2.2.2.
Среднегодовые дебиты жидкости за весь период разработки изменялись от 3.3 т/сут до 34,0 т/сут. Максимальный дебит отмечался в 1994 году. В 2009 году средний дебит жидкости составил 21,7 т/сут при обводненности продукции 52.1 %, средний дебит нефти -10,4 т/сут. Действующий фонд можно характеризовать как низкодебитный. Наибольшее количество добывающих скважин (150 скважин) эксплуатируется с дебитами по жидкости менее 10 т/сут (38,7 % действующего фонда). С дебитами жидкости в интервале 10-20 т/сут и 20-50 т/сут эксплуатируется равное количество - соответственно 94 и 95 скважин (около 50 % скважин), в основном, это скважины после проведения ГРП.
Основной объем действующего фонда эксплуатируется с обводненностью от 20 до 60 % - 182 скважины (46,9 %). Число высокообводненных скважин невысоко и составляет 20 скважин (5,2 %).В общем нагнетательных фонде находятся 18 скважин, из них действующие - 14 скважин, 3 скважины находятся в бездействии и одна ликвидирована.
Распределение нагнетательных скважин по категориям фонда показано на рисунке 2.2.3.
Рис. 2.2.3 Характеристика нагнетательного фонда скважин на 1.01.2010 года
На рисунке 2.2.4 показано распределение добывающих скважин по причинам бездействия и консервации. Основными причинами остановки являются:
•высокая обводненность (31 %),
•низкие дебиты (28 %),
•тяжелые аварии (27 %).
•ожидание обустройства, обследования (10 %).
Из трех нагнетательных скважин две бездействуют из-за тяжелых аварий и одна в связи с регулированием закачки.
Рис. 2.2.4 Причины бездействия добывающих скважин
Таблица 2.2.2 Распределение действующего фонда по дебитам жидкости и обводненности на 1.01.2010 г
Дебит жид., т/сут |
Параметры |
Обводненность, % |
|
|||||
|
|
0-1 |
1-20 |
20-60 |
60-90 |
90-98 |
98-100 |
Всего |
0-10 |
Количество скважин |
1 |
20 |
77 |
51 |
1 |
0 |
150 |
|
% от эксплуатационного фонда |
0,3 |
5,2 |
19,9 |
13,1 |
0,3 |
0 |
38,7 |
|
Добыча нефти за месяц, т |
73 |
2577 |
7981 |
2604 |
22 |
0 |
13257 |
|
% от общей добычи нефти |
0,1 |
2,0 |
6,3 |
2,0 |
0,0 |
0 |
10,4 |
|
Добыча жидкости за месяц, т |
73 |
2965 |
13459 |
9181 |
250 |
0 |
25928 |
|
% от общей добычи жидкости |
0,0 |
1,2 |
5,3 |
3,7 |
0,1 |
0 |
10,3 |
|
Среднесут. добыча нефти, т/сут |
2,4 |
83,1 |
257,5 |
84,0 |
0,7 |
0 |
427,7 |
|
Среднесут. добыча жидкости, т/сут |
2,4 |
95,7 |
434,2 |
296,2 |
8,1 |
0 |
836,4 |
10-20 |
Количество скважин |
0 |
12 |
48 |
31 |
о j |
0 |
94 |
|
% от эксплуатационного фонда _ |
0 |
3,1 |
12,4 |
8,0 |
0,8 |
0 |
24,2 |
|
Добыча нефти за месяц, т |
0 |
3952 |
10114 |
3052 |
117 |
0 |
17235 |
|
% от общей добычи нефти |
0 |
3,1 |
7,9 |
2,4 |
0,1 |
0 |
13,5 |
|
Добыча жидкости за месяц, т |
0 |
4602 |
17075 |
12866 |
1653 |
0 |
36196 |
|
% от общей добычи жидкости |
0 |
1,8 |
6,8 |
5,1 |
0,7 |
0 |
14,4 |
|
Среднесут. добыча нефти, т/сут |
0 |
127,5 |
326,3 |
98,5 |
3,8 |
0 |
556,0 |
|
Среднесут. добыча жидкости, т/сут |
0 |
148,5 |
550,8 |
415,0 |
53,3 |
0 |
1167,6 |
20-50 |
Количество скважин |
0 |
17 |
37 |
29 |
12 |
0 |
95 |
|
% от эксплуатационного фонда |
0 |
4,4 |
9,5 |
7,5 |
3,1 |
0 |
24,5 |
Продолжение таблицы 2.2.2
|
Добыча нефти за месяц, т |
0 |
13523 |
20878 |
6741 |
803 |
0 |
41945 |
|
% от общей добычи нефти |
0 |
10,6 |
16,4 |
5,3 |
0,6 |
0 |
32,9 |
|
Добыча жидкости за месяц, т |
0 |
15246 |
33369 |
28106 |
11598 |
0 |
88319 |
|
% от общей добычи жидкости |
0 |
6,1 |
13,1 |
11,2 |
4,6 |
0 |
34,9 |
|
Среднесут. добыча нефти, т/сут |
0 |
436,2 |
673,5 |
217,5 |
25,9 |
0 |
1353,1 |
|
Среднесут. добыча жидкости, т/сут |
0 |
491,8 |
1076,4 |
906,6 |
374,1 |
0 |
2849,0 |
50-100 |
Количество скважин |
0 |
13 |
18 |
7 |
3 |
0 |
41 |
|
% от эксплуатационного фонда |
0 |
3,4 |
4,6 |
1,8 |
0,8 |
0 |
10,6 |
|
Добыча нефти за месяц, т |
0 |
21275 |
22751 |
3016 |
422 |
0 |
47464 |
|
% от общей добычи нефти |
0 |
16,7 |
17,9 |
2,4 |
0,3 |
0 |
37,3 |
|
Добыча жидкости за месяц, т |
0 |
23753 |
37587 |
12338 |
5965 |
0 |
79643 |
|
% от общей добычи жидкости |
0 |
9,4 |
14,9 |
4,9 |
2,4 |
0 |
31,6 |
|
Среднесут. добыча нефти, т/сут |
0 |
686,3 |
733,9 |
97,3 |
13,6 |
0 |
1531,1 |
|
Среднесут. добыча жидкости, т/сут |
0 |
766,2 |
1212,5 |
398,0 |
192,4 |
0 |
2569,1 |
> 100 |
Количество скважин |
0 |
1 |
2 |
4 |
1 |
0 |
8 |
% от эксплуатационного фонда |
0 |
0,3 |
0,5 |
1,0 |
0,3 |
0 |
2,1 |
|
Добыча нефти за месяц, т |
0 |
2522 |
3301 |
1594 |
27 |
0 |
7444 |
|
% от общей добычи нефти |
0 |
2,0 |
2,6 |
1,3 |
0,0 |
0 |
5,8 |
|
Добыча жидкости за месяц, т |
0 |
2756 |
6954 |
11551 |
859 |
0 |
22120 |
|
% от общей добычи жидкости |
0 |
1,1 |
2,8 |
4,6 |
0,3 |
0 |
8,8 |
|
Среднесут. добыча нефти, т/сут |
0 |
81,4 |
106,5 |
51,4 |
0,9 |
0 |
240,1 |
|
Среднесут. добыча жидкости, т/сут |
0 |
88,9 |
224,3 |
372,6 |
27,7 |
0 |
713,6 |
|
Итого |
Количество скважин |
1 |
63 |
182 |
122 |
20 |
0 |
388 |
% от эксплуатационного фонда |
0,3 |
16,2 |
46,9 |
31,4 |
5,2 |
0 |
100 |
|
Добыча нефти за месяц, т |
73 |
43849 |
65025 |
17007 |
1391 |
0 |
127345 |
|
% от общей добычи нефти |
0,1 |
34,4 |
51,1 |
13,4 |
1,1 |
0 |
100,0 |
|
Добыча жидкости за месяц, т |
73 |
49322 |
108444 |
74042 |
20325 |
0 |
252206 |
|
% от общей добычи жидкости |
0,0 |
19,6 |
43,0 |
29,4 |
8,1 |
0 |
100 |
|
Среднесут. добыча нефти, т/сут |
2,4 |
1414,5 |
2097,6 |
548,6 |
44,9 |
0 |
4107,9 |
|
Среднесут. добыча жидкости, т/сут |
2,4 |
1591,0 |
3498,2 |
2388,5 |
655,6 |
0 |
8135,7 |
Выводы
•разработка объекта находится на стадии возрастающей добычи, прирост добычи нефти в 2009 году составил 918 тыс.т, или 99,2 % к уровню 2008 года;
•увеличение добычи связано с увеличение фонда добывающих скважин, в основном, за счет перевода скважин, выполнивших свое проектное назначение на нижележащих объектах;
• увеличение дебитов скважин связано с проведением ГРП, как на возвратных, так и на самостоятельных скважинах, пробуренных на объект AB11-2;
• фонд добывающих скважин характеризуется как низкодебитный и обводненный, большинство скважин эксплуатируется с дебитами менее 10 т/сут и обводненностью от 20 до 60 %. [4]