Текущее состояние разработки и мероприятия по обеспечению проектной добычи на Речицком нефтяном месторождении, страница 11

В январе 2004 года был пробурен второй ствол скв.111, вместо проектной скв.198. Скв.111s2 расположена на северо-западе семилукской залежи, на участке, где по данным гидродинамического моделирования, выполненного в отделе разработки института отмечается зона повышенной нефтенасыщенности. Скв.111s2 была запущена в январе 2004 г. - отобрала 1,7 тыс.м³, в  сентябре 2004 г. – 7,7 тыс.м³ воды и была переведена в контрольный фонд.

14 апреля 2005 года был проведен отбор проб из ствола скважины. Анализ проб показал, что в стволе скв.111s2 в интервале 525 – 1090 м находится чистая нефть. Анализ плотности жидкости по стволу, выполненный 21 апреля 2005 г. показал, что  в интервале 900 - 1300 м  нефть удельного веса 0,85 г/см³, ниже 1300 м - вода уд. веса  1,085 г/см³.

Рекомендуем провести свабирование, отобрать 40,7 м³ жидкости, провести повторные исследования по замеру плотности жидкости в стволе, после чего решить вопрос о спуске насоса – ЭЦН -30.

В 2004 году произошли следующие изменения в добывающем фонде скважин:

С целью испытания саргаевских отложений, в марте 2004 г. была переведена с вендской залежи скв.272 – эффекта не получено. Скважина работает с дебитом нефти 0,5 т/сут, обводненность достигла 98%.

Скв.156 в течение 2004 г. проработала 5 месяцев с дебитом нефти 1т/сут и в связи с полным обводнением (97%) из-за нерентабельности была переведена в контрольный фонд.

На 01.01.2005г. действующий фонд добывающих скважин -15, нагнетательный – 5. Всего из залежи отобрано 17892,6 тыс.т нефти (91,8% от НИЗ – 19491 тыс.т), темп отбора 0,6% от НИЗ. Остаточные запасы составляют 1598,4 тыс. т, на одну скважину добывающего фонда приходится 106,6 тыс. т остаточных запасов, что существующим фондом скважин отобрать проблематично. Основная добыча нефти (76,1%) обеспечивается шестью скважинами 82, 1502, 157, 163, 165, 166, которые работают с дебитами нефти от 26 до 49 т/сут.

Все добывающие скважины работают механизированным способом: 4 скважины – ШГН (скв.113, 222, 237, 272), остальные – ЭЦН.

 Скв.163 (группа А) - работает в периоде с целью регулирования отборов нефти с дебитом 30 - 50 т/сут.

Распределение скважин по дебитам жидкости и обводнённости по состоянию на 01.01.05 г. представлено в таблицах 1.1.11, 1.1.12.

             Таблица  1.1.11

Таблица 1.1.12

В целом по залежи в 2004 г. среднегодовой дебит скважин по жидкости – 155 т/сут на уровне 2003 г., обводненность по залежи увеличилась с 86,2% до 87%, дебит нефти при  этом снизился с 22,2 т/сут до 20,2 т/сут.

Рост обводненности продукции отмечался в основном в скв.82 (с 76 до 82,8%) и скв. 157 (с 91,4 до 93,4%), в результате чего среднегодовые дебиты нефти были снижены - с 62,4 до 48,3 т/сут (в скв.82), с 49,4 до 35,9 т/сут (в скв.157).

Остальные добывающие скважины в течение 2004 года работали в соответствие с запланированными нормами.

С целью улучшения работы скважин в 2004 г. были проведены смены насосов в скв.6, 68, 82, 113, 149, 157, 163, 270.

В скв.113, в результате смены НГВ-44 с доуглублением, дебит нефти увеличился с 3 до 7 т/сут.