2 Анализ системы разработки

2.1 Анализ показателей разработки месторождения

Основные проектные решения на разработку Повховского месторождения сформулированы Проектом разработки (протокол ЦКР №2505 от 9.12.1999 г.), скорректированы в Анализе разработки месторождения (протокол ТО ЦКР по ХМАО №620 от 26.04.05 г.), технологические показатели разработки уточнены в Авторском надзоре за реализацией Проекта разработки (протокол ЦКР Роснедра №4201 от 26.12.2007 г.).

Ввод новых скважин на месторождении в 2003-2005 гг. проектными решениями запланирован не был. В эти годы фактический ввод скважин был произведен из незавершенного в прошлые годы строительства.

На 2003-2004 гг. было предусмотрено бурение дублеров (27.5 тыс. м/год). Дублеры в данный период пробурены не были, но за счет работ с фондом скважин (в т.ч. сложных капитальных ремонтов), весь рассматриваемый период действующий фонд добывающих скважин в основном соответствует проектному, Рисунок 2.1

Рисунок 2.1 Проектная и фактическая динамика действующего добывающего фонда и дебитов скважин

Запланированный на 2006 г. ввод новых добывающих скважин осуществлен практически в полном объеме (проект – 16 ед., факт – 15 ед.), в 2007 г. – полностью соответствует проектному (45 ед.). Таким образом, реализация проектного фонда ведется в соответствии с проектными решениями.

Величина общего проектного фонда скважин месторождения, уточненного Авторским надзором, составляет 3610 скважин, в т.ч. добывающих – 2535, нагнетательных – 895. На 1.01.2008 г. пробурено 3345 скважин, т. е. основной фонд реализован на 93%. Оставшийся фонд для бурения составляет 265 ед., Таблица .

За период 2003-2007 г.г. фактический отбор жидкости в основном превышал проектный (на 5-11.5%). В 2007 г. фактическая добыча жидкости в целом по месторождению составила 21487.5 тыс. т при проектной 21626 тыс. т (расхождение 0.6%). Обводненность продукции достигла 71.2% при 71.4% по проекту. Фактическая добыча нефти по месторождению в 2007 г. составила 6182.8 тыс. т при проектной 6194 тыс. т (расхождение менее 1%).

Таблица 2.1 Состояние реализации проектного фонда скважин. Повховское месторождение

№ п/п	Категория фонда	Место-рождение
1	Утвержденный проектный фонд, всего	3610
	в том числе:
	- добывающие	2535
	- нагнетательные	895
	- специальные	180
	Резервные	75
2	Фонд скважин на 1.01.2008 г., всего	3345
	в том числе:
	- добывающие	2485
	- нагнетательные	765
	- специальные	95
3	Фонд скважин для бурения
	На 1.01.2008 г., всего	265
	в том числе:
	- добывающие	50
	- нагнетательные	130
	- специальные	85
	Резервные	75

Рисунок 2.2 Динамика проектной и фактической добычи и обводненности. Повховское месторождение

Соответствуют проектным также дебиты скважин по нефти (в 2007 г. проект – 11.9 т/сут., факт – 11.8 т/сут.) и жидкости (в 2007 г. проект - 41.4 т/сут. факт – 41.1 т/сут.), рисунок 2.2.

Действующий фонд добывающих скважин на 01.01.2008 г. составил 1537 скважин, что соответствует проектному уровню 1533 ед. Соответствию фактической величины действующего добывающего фонда проектной способствует вывод скважин из неработающих категорий, проводимый на месторождении согласно проектному документу с целью восстановления проектной системы разработки.

На дату составления проектного документа на месторождении 1041 добывающая скважина и 303 нагнетательные скважины находились в бездействии и консервации. Проектом был предусмотрен ввод в эксплуатацию в 1998-2005 гг. 699 добывающих (603 на БВ_8-10 и 96 на ЮВ₁) и 298 нагнетательных скважин (284 на БВ_8-10 и 14 на ЮВ₁) из их числа.

Таблица 2.2 Проектные динамика и объемы вывода из бездействия и консервации добывающих и нагнетательных скважин месторождения

Объект	Назначение скважин	Годы								всего
		1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005
БВ8	добывающие	33	50	10	0	5	0	5	-	103
	нагнетательные	5	0	5	0	0	0	0	4	14
ЮВ1	добывающие	6	6	0	6	8	0	0	0	26
	нагнетательные	4	4	-	4	2	-	-	-	14
Месторож- дение в целом	добывающие	39	56	10	6	13	0	5	0	126
	нагнетательные	9	4	5	4	2	0	0	4	28

Фактический ввод за этот период составил 709 добывающих и 256 нагнетательных скважин или, соответственно, 101 и 86% от запланированного ввода. В 2006 - 2007 гг. из общего количества запланированных к вводу введено еще 65 добывающих скважин и 8 нагнетательных. Таким образом, по добывающему фонду запроектированный ввод скважин из бездействия и консервации в эксплуатацию выполнен на текущую дату на 111% по добывающему фонду и на 89% - по нагнетательному.

Таблица 2.3 Фактические динамика и объемы вывода из бездействия и консервации добывающих и нагнетательных скважин месторождения

Объект	Назначение скважин	Годы								сего за 1998-2005 гг.	Годы		всего за 1998- 2007 г.
		1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005		2006	2007
БВ8	добывающие	35	4	8	0	5	4	9	4	69	8	2	79
	нагнетательные	2	3	6	8	4	7	-	-	30	3	5	38
ЮВ1	добывающие	5	7	7	1	-	4	6	-	30	2	3	35
	нагнетательные	3	3	-	-	-	-	-	-	6	-	-	6
Месторож-дение в целом	добывающие	40	11	15	1	5	8	15	4	99	0	5	104
	нагнетательные	5	6	6	8	4	7	-	-	36	3	5	44

Дебит нефти скважин при вводе их в эксплуатацию составлял в среднем 9.6 т/сут., дебит жидкости – 26.6 т/сут., обводненность – 64.1%.Динамика показателей по скважинам объектов и месторождения в целом, введенным в эксплуатацию в различные годы рассматриваемого периода, приведена ниже:

Динамика показателей по скважинам, введенным из неработающих категорий в 1998-2005 гг. Повховское месторождение

Динамика показателей по скважинам, введенным из неработающих категорий в 2006-2007 гг. Повховское месторождение[2]

В связи с тем, что на момент составления Проекта разработки значительное количество скважин, находящихся в бездействии и консервации, имели низкие (до 3 т/сут.) дебиты по нефти (76% скважин) и обводненность более 50% (43% скважин), ввод их в эксплуатацию представлял определенные сложности.

Тем более высокой оценки заслуживает работа в этом направлении: для достижения наилучшего результата предпринималось по нескольку попыток ввода скважины. Так скважины 6172, 2247, 1030 объекта БВ₈ вводились в эксплуатацию по 6 раз с различным набором мероприятий. На текущую дату все они находятся в действующем фонде.

Рисунок 2.3 Динамика показателей по добывающим скважинам, введенным в эксплуатацию из неработающих категорий, сведенных на момент ввода. Месторождение в целом

В соответствии с проектным документом, для восстановления продуктивности скважин при вводе их в эксплуатацию, проводились различные ГТМ. Так 291 добывающая скважина или 38% введена с проведением ГРП. Для этих скважин характерны более высокие, чем в среднем по месторождению, дебиты нефти и жидкости на момент пуска (соответственно 17.5 т/сут. и 42.2 т/сут.) и более низкая обводненность (58.6%)

Рисунок 2.4 Динамика показателей по добывающим скважинам, введенным в эксплуатацию из неработающих категорий с ГРП, сведенных на момент ввода. Месторождение в целом

В разные годы рассматриваемого периода доля скважин, введенных в эксплуатацию с ГРП, различна: 25-53% в 1998-2003 гг., 52-80% в 2004-2007 гг., рисунок 2.5. По скважинам 2004-2007 гг. ввода, имеющим наибольшую долю проведения ГРП, получены более высокие средние дебиты по жидкости за первые три месяца эксплуатации.

Рисунок 2.5 Доля скважин, введенных в эксплуатацию из неработающих категорий с ГРП и без ГРП

Основными причинами бездействия и консервации нагнетательных скважин на момент составления Проекта разработки явились:

• геолого-технологические: отсутствие приемистости, остановки, связанные с мероприятиями, проводимыми с добывающим фондом – подземный ремонт, выход добывающих скважин в бездействующий фонд, перекомпенсация отборов жидкости закачкой ввиду снизившихся добывных возможностей;

• технические: негерметичность эксплуатационной колонны, заколонные перетоки, полет НКТ и другие.

Ввод добывающих скважин из неработающих категорий в эксплуатацию повлек за собой ввод нагнетательных скважин. Всего за 1998-2007 гг. в эксплуатацию из неработающих на момент составления проектного документа категорий введено 264 нагнетательные скважины, из них 245 – под закачку, 19 – в добычу.

На текущую дату в бездействии и консервации находится 783 добывающих скважин месторождения, из них 767 после эксплуатации.

На момент остановки бездействующие и законсервированные скважины имели, в основном, низкие добывные возможности: 89% остановленных скважин (686 ед.) имели дебит нефти на момент остановки менее 3 т/сут., из них 558 ед. или 73% - менее 1 т/сут. 579 скважин или 75% остановлены с обводненностью более 50%, из них 451 ед. или 59% - с обводненностью более 90%. Часть скважин остановлены по причине аварии.

Как уже отмечалось, кроме величины действующего добывающего фонда, соответствие фактических показателей добычи проектным обеспечивается также соответствием, в основном, и дебитов скважин. Поддержанию дебитов на проектном уровне способствовал значительный объем применения на месторождении геолого-технических мероприятий.

Проектными решениями на месторождении предусмотрено проведение в 1999- 2007 гг. 3899 геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов. Фактически за 1999-2007 гг. выполнено 4338 скважино-операции, рисунок 2.6 Основной объем мероприятий проведен на скважинах объекта БВ₈, определяющего добычу нефти на месторождении.

Рисунок 2.6 Проектная и фактическая динамика проведения ГТМ на месторождении

Закачка воды на месторождении организована в 1979 году. В 2007 г. действующий фонд нагнетательных скважин составил 568 ед., что практически соответствует проектному уровню (584 ед., расхождение 16 ед. или 2.7%). При практически соответствующей проектной приемистости нагнетательных скважин (132 м³/сут. при проектной – 133.7 м³/сут.) закачка за рассматриваемый год составила 26422.5 тыс. м³, что соответствует проектному уровню (26578 тыс. м³).