Анализ эффективности водоизоляционных работ в НГДУ “Речицанефть”, страница 9

·    смена насосов с оптимизацией их работы в скв. 31, 33 и 35 и ограничение отборов жидкости в скв. 43, 46, 60.

В результате: улучшились показатели работы скважин – получена безводная продукция; показатель доли безводной добычи нефти механизированного фонда увеличился почти до 50%.

В целом, за весь срок разработки залежи основная добыча нефти приходится на фонтанные высокопродуктивные скв. 7, 13, 45, 48 и 60. На их долю в разные годы приходилось до 80-90% годовой добычи нефти. Средние дебиты фонтанного фонда по нефти за последние пять лет составили 16- 20 т/сут, механизированного не превышали 5.6 т/сут. На долю фонтанного фонда приходилось (до 1993 г.) до 90% безводной добычи из залежи.

Всего с начала разработки из задонской залежи (по состоянию на 01.01.96 г.) добыто 1755.3 тыс.т нефти (74% от извлекаемых запасов) и 2756.1 тыс.т жидкости (водонефтяной фактор – 0.57), текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0.412. Фонд добывающих скважин – 13, скв. 31 в бездействии. Действующий фонд работает в основном механизированным способом (ШГН) – скв.10, 13, 30, 31, 33, 34, 35, 43, 45, 46, 47. Скв. 13 и 45 переведены на насосный способ в 1995 г. Фонтанный фонд составляет одна скв. 48.     

Воронежская залежь

Залежь воронежского горизонта разрабатывается с 1983 г. в соответствии с проектными документами.

Планировалось разрабатывать залежь 18 добывающими и 5 нагнетательными скважинами, размещенными по сетке 600 х 600 м. Двумя рядами, параллельными контуру нефтеносности.

Разработка залежи начата в ноябре 1983 года вводом в эксплуатацию поисковой скважины 26 фонтаном с начальным дебитом нефти 118т/сут. За начальное пластовое давление в залежи принято давление 37.9 МПа, замеренное при освоении скв. 26 и приведенное к отметке ВНК (-3441 м).

Высокий темп отбора (18.5 тыс.т.) в течение полугода обусловил значительное снижение пластового давления (до 30 МПа – 06.84 г.) и соответственно дебита нефти. Ограничение отборов нефти в последующие годы (с 20.7 тыс.т - 1984 г. до 5.4 тыс.т – 1987 г.) снизило темп падения давления до 1.3 МПа в год, а в дальнейшем привело не только к стабилизации, но и росту пластового давления.

Для выяснения влияния законтурной области на разработку залежи в июне 1988 г. скв. 26 переведена в контрольные. К этому времени она добыла 50.7 тыс.т безводной нефти при текущем давлении 31.4 МПа (12.89 г.), что на 3.4 МПа выше давления, при котором скважина была остановлена.

В течение 1990-1992 г.г. скважина 26 добывала безводную нефть фонтанным способом со среднегодовыми дебитами 20.3-15.9 т/сут при падающей добыче, что обусловило перевод её на периодический режим работы для снижения темпа падения пластового давления в залежи.

К концу 1990 г. пластовое давление составляло 32.1 МПа, а в последующие два года стабилизировалось на уровне  34.6 МПа.

В 1993 году скважина переведена на механизированный способ добычи (ШГН) со среднегодовым дебитом 11.2 т/сут. С началом закачки воды в скв. 52 (10.94 г.), в апреле 1995 г. появилась вода в скважине 26. На 01.01.98 г. добыча из скважины 26 составила 78.3 тыс. т. нефти , 0.8 т. воды. Обводненность продукции составила 46.4%. Среднегодовой дебит 4.6 т/сут.

В августе 1986 года вступила в эксплуатацию скв. 52 с воронежского горизонта механизированным способом (ШГН) с дебитом жидкости 3 т/сут, при обводненности 48%. Пластовое давление составило 34.7 МПа, почти на 5 МПа выше давления работающей скв. 26.

С 01.87 г. скважина выведена из добывающего фонда, находилась в освоении под закачку воды в воронежский горизонт. За пять месяцев работы скважиной добыто 127 т. нефти, 125 т. воды. В феврале 1995 начата закачка в скв. 52.

В течение 1992-1994 г.г. на воронежской залежи пробурены добывающие скважины 82, 91, 80, 89. Скважина 82, не вскрывшая продуктивных отложений, в ноябре 1992 года ликвидирована по второй категории. Из ствола скв. 82 с глубины 2200 м забурена проектная скважина 91, которая была введена в эксплуатацию в 1993 году фонтанным способом с дебитом 44.2 т/сут. Пластовое давление, замеренное при освоении, составило 32.7 МПа, что соответствовало текущему давлению в работающей скважине 26. В 1994 году скважина переведена на механизированный способ добычи (ШГН). На 01.01.97 г. из скважины добыто 23.2 тыс.т безводной нефти со среднесуточным дебитом 5.0 м³/сут.