3 Анализ текущего состояния разработки

3.1 Характеристика показателей разработки

Весь период разработки площади подразделяется на четыре стадии. Первая стадия – стадия освоения площади, характеризуется непрерывным увеличением уровня добычи нефти и жидкости, т.к. в этот период площадь разбуривается и осваивается система поддержания пластового давления.

Вторая стадия – характеризуется относительно стабильной высокой добычей нефти и нарастанием обводнённости продукции за счёт дальнейшего разбуривания эксплуатационного объекта и усиления системы заводнения пластов. Ко второй стадии относится период, в течение которого уровень добычи нефти отличается от максимального годового отбора не более чем на 5%.

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти, характеризуется высокой обводнённостью продукции, снижением добычи нефти, выбытием части скважин их числа действующего фонда.

Первые три стадии, в течение которых сохраняются сравнительно высокие темпы отбора от начальных извлекаемых запасов нефти, и отбирается наибольшая их доля, образуют основной период разработки площади.

Четвёртая стадия – завершение разработки площади, характеризуется низкими и медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводнённостью добываемой продукции, массовым выбытием скважин из действующего фонда.

В 2012 году со скважин Ново-Елховской площади (горизонты Д₀Д₁), добыто 458,052 тыс. т нефти при норме 455,0 тыс. т. Отобрано 90,63% от утвержденных начальных извлекаемых запасов по площади (по проекту 90,3%), годовой отбор начальных извлекаемых запасов составил 0,28%. Процесс разработки площади характеризуется сравнительно высоким темпом отбора.

Добыто 3245,774 тыс. т жидкости при норме 3250,0 тыс. т. Для поддержания пластового давления закачено 3547,053 тыс. м³ воды. Обеспеченность отбора жидкости закачкой составила 110,9% при норме 109,0%. Пластовое давление в зоне отбора 152,9 атм. Среднесуточный дебит по нефти равен 2,36 т/сут, по проекту 2,8 т/сут, обводненность – 85,9 %, по проекту - 85,9%. Водонефтяной фактор равен 1,97. Текущий коэффициент нефтеотдачи по состоянию на 1.01.2013г - 0,424 %. Коэффициент эксплуатации составил 0,926 (в 2011г - 0,933).

Средняя приёмистость нагнетательных скважин незначительно выросла и составила 57 м³/сут по сравнению с прошлым годом (56 м³/сут).

Для рациональной выработки запасов Ново-Елховская площадь разделена на 6 блоков.

Анализ работы блоков Ново-Елховской площади:

Блок-6. Форсирование отборов в зоне ВНЗ с внедрением забойных отсекателей на 4 скважинах привело к увеличению добычи жидкости сверх установленных норм на 12,7%. Невыполнение объёмов закачки (2,7%) произошло из-за большой доли бездействующего фонда нагнетательных скважин (18 скважин – 26% от эксплуатационного фонда) и частых порывов на подводящем водоводе КНС-78.

Блок-7. В течение года произошло снижение добычи нефти и жидкости по горизонту «Д₀» из-за снижения объемов закачки по горизонту «Д₀». Вовлечение в работу скважин КНС-1 с непроизводительной закачкой в период реконструкции КНС-2 привело к росту непроизводительной закачки по блоку.

Блок-8. Не выполнен объём закачки воды из-за несоответствия приёмистости действующего фонда нагнетательных скважин и производительности насосных агрегатов КНС-3,79, а также реконструкции КНС-2. На блоке самый большой бездействующий фонд скважин: 20,8% нагнетательных скважин и 25% добывающих скважин от эксплуатационного фонда. Недостаточные объемы КРС.

Блок-9. В геологическом строении представлен уникально мощными пластами «б₁, б₂₊₃» слитыми друг с другом, подстилаемыми пластовой водой. Соотношение нефти и жидкости по блоку 1:17,1. Для довыработки остаточных запасов с 2010г ведется циклическая закачка и отбор, с периодическим изменением направления потоков и закачкой потокоотклоняющих технологий.

Изменение циклики отборов и закачки с августа 2012г на 9 блоке привело к перераспределению объёмов жидкости с ГУ-43 на КОС и сброса воды на КНС 97, 79 с 1500м³/сут до 2200м³/сут, в результате произошло увеличение объёмов закачки воды на блоках № 9, 10.

Блок-10. Снижение объёмов добычи жидкости произошло из-за остановок высокообводнённого фонда скважин.

Блок-11. Снижение объёмов добычи жидкости произошло из-за остановок высокообводнённого фонда скважин. Несмотря на большой объём закачки не наблюдается рост пластового давления по пластам «а, б₁, б₂₊₃», представленным прерывистыми слабопродуктивными алевролитовыми и глинистыми коллекторами (15 скважин). На пласты «в, г» приходится 38% от общей закачки. На блоке большой бездействующий фонд нагнетательных скважин (20 скважин).

В таблице 3.1.1 приведена динамика показателей разработки по НГДУ “Елховнефть” за 1961-2010 гг.

Таблица 3.1.1 - Динамика показателей разработки по НГДУ “Елховнефть” за 1961-2010 гг.

Год	добыча нефти тыс.т	обвод-ненность %	доб. ж-ти тыс.т.	закачка воды, т.м3	дейст.фонд доб. скв.	дейст.фонд нагн. скв.	Рпл. в зоне отбора, атм	Рзаб	нера-бот.фонд	Экспл.фонд доб.скв.	Экспл.фонд нагн.скв.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1961	866,9	1	871	-	85	-	168		40	85	1
1962	1918,1	1,2	1941	1228	126	19	161		42	154	37
1963	3354	1,5	3415	5166	236	48	159		43	238	62
1964	4363	1,8	4427	7206	319	69	155		33	322	87
1965	5275,6	3	5471	9514	390	91	153		39	394	104
1966	6238,6	6	6637	10487	454	105	150,9		29	456	131
1967	6875	8,7	7524	11312	512	134	147,6		23	519	150
1968	7164,8	15	8439	13171	513	131	149,4		19	517	147
1969	7079,2	21,1	8969	14261	534	134	149,6		17	542	148
1970	7052,5	27,3	9697	15884	546	119	148,7		18	551	143
1971	6686,7	34,4	10188	15491	560	129	148,4		20	569	155
Продолжение таблицы 3.1.1
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1972	6548,6	38	10553	15626	566	136	157,8		34	585	167
1973	6553,8	41,1	10948	16068	570	135	162,6		33	583	163
1974	6310,6	42,8	11035	16706	594	173	167,3		38	611	189
1975	6260,7	46	11589	17776	618	176	172,8		38	637	199
1976	6031,2	52	12543	17873	636	181	174,1		33	650	209
1977	5904,9	54,7	13032	18384	652	205	172,1		34	666	230
1978	5569,2	57	13056	18894	680	203	169,0		12	688	218
1979	5102,2	63,7	14072	19876	702	218	168,0		22	715	226
1980	4551,6	69,9	15101	19450	736	224	167,3		20	748	231
1981	3936,4	74,2	15235	17423	756	221	165,9		32	772	234
1982	3394,3	77,6	15135	17350	779	217	155		41	789	226
1983	2997,3	80,6	15436	16337	788	215	152		57	801	226
1984	2647,2	83,4	15941	17027	806	224	155		67	817	235
1985	2363,6	85,3	16104	16712	820	224	163	86	76	837	235
1986	2001,5	87,2	15671	15868	840	224	163	84	77	854	236
1987	1718	89,7	15186	15288	814	241	155	81	114	827	248
1988	1544,2	89,6	14852	15175	834	245	154	88	132	850	259
1989	1375,9	90,4	14297	14434	807	256	156	90	151	823	270
1990	1232,2	90,7	13224	13510	812	260	154	93	159	831	279
1991	1133,8	90,3	11735	11698	736	253	155	96	234	823	284
1992	984,2	89,4	9318	9478	774	256	153	91	166	796	290
1993	814,4	89,9	8041	7764	679	240	149	91	246	701	287
1994	782	89,9	7765	7453	516	257	147	91	418	613	296
1995	712,7	90,6	7579	7605	508	273	147	94	389	639	302
1996	638,5	89	5827	5581	534	283	149	96	349	670	312
1997	541,2	89,2	4993	4670	555	293	151	93	313	688	323
1998	526	88,8	4705	4515	587	308	150	92	278	700	340
1999	520	87,5	4166	3932	587	258	150	91	250	709	285
2000	539	86,5	3979	3874	639	271	147	88	179	710	287
2001	503,1	86,6	3752	3556	669	271	144	89	127	707	296
2002	505	85,2	3433	3441	635	294	146	94	139	695	309
2003	502	84,5	3237	3237	571	354	146	94	198	638	373
2004	497	83,8	3058	3071	526	350	148	94	233	583	377
2005	505	83,4	3046	3051	526	359	146,8	93,5	216	583	382
2006	501	84,5	3240	3274	510	366	146,9	91,5	219	581	390
2007	487,5	84	3048	3243	504	361	148,4	93,0	219	570	394
2008	485,9	84,2	3073	3158	494	353	150,0	92,4	223	553	397
2009	468,7	85,7	3274	3500	506	332	150,6	92,6	210	569	398
2010	465,7	85,4	3193	3486	502	313	151,8	92,5	213	566	397

Из таблицы 3.1.1 видно, что с 1961 по 1970 года добыча нефти постепенно растет, особенно резко в 1962 году почти что в 2 раза по сравнению с 1961 годом. Отбор жидкости и объемы закачки также повышаются, средняя обводненность продукции составляет 8,6 %. С 1971 добыча нефти падает, а отбор жидкости до 1991 года растет, а потом уменьшается. С 1961 года обводненность продукции увеличивается с 1 до 90,6 % в 1995 году. С 1995 года обводненность уменьшается и достигает 85,4% в 2010 году. Пластовое давление же с 1961 по 2012 года в среднем составляет 153 атм.

В приложении 2 представлен график текущего состояния разработки Ново-Елховской площади.

3.2 Распределение фонда скважин по объектам разработки, перечень основного оборудования, применяемого при различных способах эксплуатации.

Всего на балансе НГДУ «Елховнефть» на 1.01.2010г. находится 5484 скважины. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 2788 скважин, из них действующий фонд – 2542 скважин, в том числе ЭЦН - 245, СКН - 2297, бездействующий фонд -245 скважин.

Ново-Елховская площадь.

Проектом предусмотрено пробурить на площади 1724 скважины, из них добывающих 1168 скважин, в т.ч. 13 скважин глубокого внедрения в пласт боковых стволов, нагнетательных 446 скважин, 44 дублера, 66 специальных скважин.

Фактически на 1.01.2010 год на Ново-Елховской площади пробурено 1482 скважины в том числе: добывающих 1027 скважин, из них 10 БС, 405 нагнетательных скважин, дублеров 21 скважина, прочих 49 и 1 разведочная скважина.

В 2006 году принято из бурения на горизонт Д₀Д₁ 1 разведочная на 2 скважинах проведено глубокое внедрение в пласт боковых ответвлений.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 581 скважина из них действующий фонд – 510 скважин, бездействующий фонд- 71 скважина.

Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин – 390, в том числе – действующий - 366, бездействующий 23 скважины, 1 скважина в освоении.

Фонд прочих категорий составляет 451 скважина в том числе : добывающие тех.воду – 3 скважины, пьезометрические – 89 скважин, в консервации – 59, ликвидированных – 271 скважина., 29 в ожидании ликвидации.

Таблица 3.2.2 - Распределение пробуренного фонда скважин Ново-Елховской площади по способу эксплуатации

Способ эксплуатации	Количество скважин, ед	Доля от общего фонда скважин, %
ШГН	379	83,85
ЭЦН	51	11,28
ШСН-ОРЭ	9	1,99
Бездействующий	13	2,88
Всего:	452	100,00

Рисунок 3.2.1 – Распределение пробуренного фонда скважин

Ново-Елховской площади по способу эксплуатации

Из данного рисунка видно, что в большей мере скважины эксплуатируют штанговыми скважинными насосами. Их доля от общего фонда скважин составляет 83,85%.

Таблица 14 - Распределение фонда скважин Ново-Елховской площадипо глубине спуска насоса

Глубина спуска насоса, м	Количество скважин, ед
до 900	45
900-1000	40
1000-1100	9
1100-1200	107
1200-1300	237
1300-1400	84
1400-1500	29
1500 и больше	11
Всего скважин:	562

Рисунок 3 – Распределение фонда скважин Ново-Елховской площади по глубине спуска насоса

Анализ данных рисунка 3 показывает, что преимущественно глубина спуска насоса на скважинах, оборудованных ШСНУ Ново-Елховской площади, составляет от 1200 до 1300 м. Из этого следует, что большая часть скважин пробурена на продуктивные пласты верхнего девона.

Таблица 15 – Распределение скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ШСНУ,по типу насоса

Тип вставного насоса	Количество скважин, ед.	Тип трубного насоса	Количество скважин, ед.
20-106-RHAM	10	20-125-THM	2
20-125-RHM	254	20-175-THM	2
20-150-RHAM	37	20-225-THM	5
20-175-RHAM	76	25-175-THM	1
25/20-150-RHAM	8	25-225-THM	9
25/20-175-RHM	1	30-275-THM	2

Рисунок 4 – Распределение фонда скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ШСНУ, по типу вставного насоса

Анализ данных рисунка 4 показывает, что преимущественно на скважинах, оборудованных ШСНУ Ново-Елховскойплощади, используется вставные толстостенные насосы с внутренним диаметром насоса 31,8 мм с механическим креплением.

Рисунок 5 – Распределение фонда скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ШСНУ, по типу трубного насоса

Анализ данных рисунка 5 показывает, что на скважинах, оборудованных ШСНУ Ново-Елховскойплощади, из трубных насосов больше всего используется толстостенные насосы с внутренним диаметром насоса 57,2 мм с механическим креплением.

Таблица 16 - Распределение скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ЭЦН,по типу насоса

Тип насоса	Количество скважин, ед
ЭЦН5-125	3
ЭЦН5-50	4
ЭЦН5-80	9
ЭЦНМ5-125	6
ЭЦНМ5-80	5
ЭЦНА5-60	14
ЭЦНА5-80	5
ЭЦНМ5-60	3

Рисунок 6 – Распределение фонда скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ЭЦН, по типу насоса

Анализ данных рисунка 5 показывает, что на скважинах, оборудованных ЭЦННово-Елховскойплощади, преимущественно используется тип

ЭЦНА5-60.

Таблица 17- Распределение скважин Ново-Елховской площади,оборудованных ШСНУ,по длине хода плунжера

Длина хода плунжера, м	Количество скважин, ед
до 1,2	63
1,3-1,6	53
1,7-2	75
2,1-2,4	96
2,5-3	161
3,5-6	3
Всего скважин:	451

Рисунок7 – Распределение фонда скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ШСНУ, по длине хода плунжера

Анализ данных рисунка 7 показывает, что преимущественно длина хода плунжера на скважинах, оборудованных ШСНУ, Ново-Елховской площади составляет от 2,5 до 3м.

Таблица 18- Распределение фонда скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ШСНУ,по числу качаний

Число качаний	Количество скважин, ед
до 2	5
2-2,5	44
2,5-3	99
3-3,5	68
3,5-4	83
4-4,5	56
4,5-5	57
5-5,5	27
5,5 и больше	12
Всего скважин:	451

Рисунок8– Распределение фонда скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ШСНУ, по числу качаний

Анализ данных рисунка 8 показывает, что преимущественно число качаний на скважинах, оборудованных ШСНУ, Ново-Елховской площади составляет от 2,5 до 3 об/мин и от 3,5 до 4об/мин.

Таблица 19- Распределение пробуренного фонда скважин Ново-Елховской площади по дебиту жидкости

Дебит жидкости, м3/сут	Количество скважин, ед
до 3	136
3-6	126
6-9	75
9-12	44
12-15	36
15-20	33
20-30	27
30-50	28
50-80	20
80-130	23
130-160	14
Всего скважин:	562

Рисунок 9– Распределение пробуренного фонда скважин Ново-Елховской площади по дебиту жидкости

Анализ данных рисунка 9 показывает, что большинство скважин Ново-Елховской площади относятся к малодебитным (до 3 м³/сут). Перемещение плунжера штангового насоса осуществляется между нижней мер­твой точкой (НМТ) и верхней мертвой точкой (ВМТ) и характери­зуется величиной, называемой длиной хода плунжера S_пл . Наиболее оптимальным считается режим работы УСШН с максимальной длиной хода и минимальной частотой качаний.

Средний дебит жидкости добывающих скважин, эксплуатируемых ЭЦН, составляет 19,6 м³/сут, по нефти – 2,8м³/сут, средняя обводненность составляет 56,7%. Средний дебит жидкости добывающих скважин, эксплуатируемых ШСН, составляет 19,9 м³/сут, по нефти – 2,9м³/сут, средняя обводненность составляет 57%.

Таблица 20- Распределение пробуренного фонда скважин Ново-Елховской площади по дебиту нефти

Дебит нефти, м3/сут	Количество скважин, ед
до 1	162
1-2	132
2-3	94
3-4	58
4-5	34
5-6	24
6-7	16
7-8	12
8-9	6
9-10	10
10-15	6
15-30	5
30-60	3
Всего скважин:	562

Рисунок10 – Распределение пробуренного фонда скважин Ново-Елховской

площади по дебиту нефти

Анализ данных рисунка 10 показывает, что дебит нефти из скважин Ново-Елховской площадив основном составляет до 1 м³/сут

Таблица 21- Распределение пробуренного фонда скважин Ново-Елховской площади по обводненности

Обводненность, %	Количество скважин, ед.
до 10	111
10-20	38
20-30	31
30-40	20
40-50	25
50-60	36
60-70	59
70-80	31
80-90	43
90-100	168
Всего скважин:	562

\

Рисунок 11– Распределение пробуренного фонда скважин Ново-Елховской площади по обводненности

Анализ данных рисунка 11 показывает, что большинство скважин Ново-Елховской площади высокообводненные (90-100%), 111 скважин являются малообводненными (до 10%).

Таблица 22- Распределение пробуренного фонда нагнетательных скважин Ново-Елховской площади по приемистости

Приемистость, м3/сут	Количество скважин, ед
до 50	187
50-100	88
100-150	45
150-200	18
200-300	7
300-500	5
Всего скважин:	350

Рисунок 12 – Распределение пробуренного фонда нагнетательных скважин Ново-Елховской площади по приемистости

Среднее значение приемистости нагнетательных скважин составляет 54 м³/сут.

Анализ данных рисунка 11 показывает, что большинство нагнетательных скважин Ново-Елховской площади являются низкоприемистыми (до 50 м³/сут).

Таблица 23- Распределение пробуренного фонда нагнетательных скважин Ново-Елховской площади по типу закачиваемой воды

Тип закачиваемой воды	Количество скважин, ед
Пластовая вода	2
Пресная вода	28
Сточная вода	363
Всего скважин:	393

Рисунок 13 – Распределение пробуренного фонда нагнетательных скважин Ново-Елховской площади по типу закачиваемой воды

Анализ данных рисунка 13 показывает, что в большинственагнетательных скважин Ново-Елховской площади для закачки в пласт используется сточная вода.