Текущее состояние разработки и мероприятия по обеспечению проектной добычи на Речицком нефтяном месторождении, страница 9

На центральном участке залежи закачка воды ведется с 1998 г. в скважины 252 и 250. В нагнетательной скв.250 в результате снижения приемистости, в апреле 2004 г. выполнили СКО, приемистость скважины увеличилась с 11 до 130 м3/сут. Приемистость скв.252 составляет 148 м3/сут.

Влияние от закачки в скв.252 на работе окружающих добывающих скважин сказывается в разной степени. По результатам ПГИ (10.2003 г.) принимает верхняя часть интервала (2588 – 2596 м), ниже запись отсутствует. Интервал перфорации 2585-2599 м, 2603-2610 м.

В 2000 г. закачка воды в скв.252 привела к обводнению (до 99%) добывающих скв.62, 77, обеспечивающих основной объем добычи нефти на центральном участке залежи и скважины были остановлены. С целью ограничения водопритока и выравниванию профиля приемистости в 2001 и 2003 годах в скв. 252 были проведены работы по закачке потокоотклоняющих химреагентов (жидкое стекло).

Скважины 77 и 62  были вновь введены в работу с сентября 2001 г.

Скв.77 была введена в эксплуатацию мех. способом (НГВ-44 сменили на ЭЦН-50) с дебитом нефти 36 т/сут, обводненностью 4%. В 2002 г. скв.77 работала со среднесуточным дебитом нефти 14,6 т/сут, обводненность увеличилась до 71%. В связи с ростом обводненности до 99% скважина в 2003 году практически не работала и на 01.01.2004 г. переведена в контрольный фонд.

Во вновь введенной в эксплуатацию скважине 62 обводненность составила 96%, дебит нефти – 2 т/сут. Выполненные в сентябре 2002 года в скважине 62 изоляционные работы по отсечению верхних обводнившихся пластов не привели к ожидаемому результату. По данным ПГИ, выполненных в октябре того же года, так же как и до изоляционных работ, нижняя часть интервала перфорации не работает, продолжает работать верхняя обводнившаяся часть интервала перфорации. В течение 2004 г. в скв.62 обводненность достигла 97%, дебит нефти снизился с 2,5 до 0,1 т/сут. В феврале 2005 г. скв.62 переведена в контрольный фонд.

Рекомендуется периодически (один раз в три-четыре года) проводить закачку потокооотклоняющих хим.реагентов в нагнетательные скважины.

В скв.143, 221, расположенных в северном направлении от нагнетательной скв.252, влияние от закачки менее значительное, так как в этих скважинах наиболее активно работает нижняя часть разреза, в связи с чем обводненность продукции этих скважин составляет 3-4%. Скважины работают с дебитами 3 т/сут

Скв.159, расположенная в южном направлении от нагнетательной скв.252, была введенна в эксплуатацию (РВР) в 2001 г. ЭЦН-30 с дебитом нефти 24 т/сут, обводненностью 6%. С 2002 г. по июль 2004 г. скв.159 работала в периоде, с ограничением отборов жидкости до 15 – 20 т/сут, среднесуточный дебит нефти составлял 15 – 12 т/сут, обводненность на уровне 20 – 30%. В августе 2004 г. скважину перевели на постоянный режим эксплуатации с дебитом по жидкости 39 т/сут, по нефти  - до 32 т/сут, обводненность на уровне 20%. Для равномерной выработки на центральном участке рекомендуется скв.159 перевести в период.

Для создания системы ППД на восточном участке  в мае 2001 г. восстановлена (РВР) ликвидированная скв.14. Средняя приемистость – 144 м3/сут при давлении на устье 16,2 МПа.

 В результате закачки воды в скв.14 в 2002 г. скв.53 обводнилась (98,6%) и в августе была переведена в контрольную.  Пластовое давление в скв.53 за этот период увеличилось с 11 до 23,6 МПа (31.10.02 г.). В связи с создавшейся ситуацией закачка воды в скв.14 с марта 2003 г. была остановлена. При снижении пластового давления на восточном участке залежи до 15 МПа (скв.53, 52) в сентябре 2004 г. закачку воды в скв.14 возобновили в небольших объемах – 500 – 700 м3 в месяц.

В отчетном году скв.50s2 работала с дебитом нефти 9 т/сут, обводненносью 5,7%.

В скв.52 после смены НВ-32 на НВ-44 (02.04 г.), дебит нефти увеличился с 8 до 13 т/сут, однако с августа месяца в результате ухудшения работы насосного оборудования дебит снизился до 1,2 т/сут, скважина переведена в периодическую эксплуатацию. В декабре 2004 г. выполнили повторную смену насоса с НГВ-44 на НГВ-38 с доуглублением, дебит нефти восстановился до 6 т/сут.