Отчет о прохождении первой производственной практики в ООО «РН-УфаНИПИнефть», страница 11

Выводы

1.  Гидродинамические исследования скважин Кудринского месторождения по выполнению задач, связанных с контролем и оптимизацией режима эксплуатации скважин и скважинного оборудования, контролем за энергетическим состоянием продуктивных пластов, осуществляются в достаточном объеме, в соответствии с требованиями «Обязательного комплекса гидродинамических исследований».

2.  Для определения продуктивных и геолого-физических параметров пласта и скважин необходим дополнительный объем исследовательских работ с охватом всего фонда эксплуатационных скважин.

3.  Применяемая в НГДУ «Мамонтовнефть» методика проведения исследований механизированных скважин на неустановившихся режимах требует уточнения:

- на первом этапе, желательно, проводить исследование скважины на установившихся режимах с помощью частотного преобразователя, что позволит получить достоверное значение пластового давления (коэффициента продуктивности). Отборы нефти на повышенных оборотах насоса компенсируют потери в добыче во время ее остановки;

- с целью правильной интерпретации результатов исследований, продолжительность остановки скважин на восстановление давления необходимо увеличить до 4-5 суток;

- при отсутствии глубинных датчиков давления величину давления определять методом волнометрирования, с последующим перерасчетом полученных значений уровней в давления, с помощью апробированных методик;

- затрубное давление определять с помощью манометров с разрешающей способностью 0,01 МПа, а при подъеме уровня жидкости до устья – не менее 0,001 МПа;

- уточнить зависимость скорости звука в затрубном пространстве скважин от величины затрубного давления.

4.  Согласно требованиям «Обязательного комплекса гидродинамических исследований» необходимо создать опорную сеть скважин для контроля за изменением параметров пласта, из расчета 5-10 % от добывающего фонда скважин.

3.2 Анализ текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки

3.2.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

На Кудринском месторождении в соответствии с предыдущими проектными документами  на 01.01.05 пробурено всего 110 скважин, в том числе 73 добывающих, 27 нагнетательных и три скважины специализированного фонда (наблюдательные). Кроме того, было пробурено три водозаборные скважины (106b, 154b и 155b) – все ликвидированы . Также  были пробурены четырепоисковые скважины вне проектных решений (88р, 2012р, 2006р и 87р), две из которых оказались вне контура нефтеносности и были ликвидированы. На конец 2004 года в эксплуатационном добывающем фонде числилось 76 скважин (65 - дающих продукцию, 10 - в бездействующем и одна в осваиваемом фондах), в том числе 12 скважин нагнетательного фонда, временно дающих нефть. В нагнетательном фонде находится 21 скважина (17 под закачкой, три в бездействующем и одна в осваиваемом фондах). Степень разбуренности проектного фонда составляет 92 %.

Отбор нефти за 2004 год составил 175 тыс.т, или 80 % максимального уровня добычи нефти, достигнутого в 1990 году. Добыча нефти в 2004 году несколько ниже уровня предыдущего года (194 тыс.т). Годовая добыча жидкости в 2004 г. – 1,6 млн.т, что составляет  максимальный уровень за всю историю разработки. Годовая закачка воды в 2004 году составила 1,5 млн. м³, что также является максимальной отметкой за историю разработки. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды (в пластовых условиях)  составляет 90 %, накопленная – 96 %. С начала разработки на месторождении добыто 2,837 млн.т нефти, извлечено 10,8 млн.т жидкости. Отбор начальных извлекаемых запасов составляет 62,3 % при обводненности 88,9 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,249. Накопленный водонефтяной фактор – 2,8. Кратность остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ) по месторождению (отношение величины ОИЗ к годовой добыче нефти в 2004 году) 10 лет. Закачано с начала разработки 11 млн.м³ воды.