2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки

В настоящее время месторождение разрабатывается в соответствии с уточненным проектным уровнем добычи и объема буровых работ на период 2008-2009 гг., утвержденным Центральной Комиссией по разработке Республики Казахстан (ЦКР РК).

В составленной технологической схеме разработки в 1996 г. году предусматривалась реализация на I объекте разработки роторно-циклического заводнения по площадной обращенной девятиточечной схеме, фактически на месторождении данная схема заводнения не реализуется. [1]

Фактически в течение всего периода разработки месторождения добыча нефти из основных объектов разработки, а, следовательно, и в целом по месторождению, не соответствует проекту.

На 01.01.2009 г. на месторождении Каракудук в промышленной разработке находились четыре основных объекта разработки: I (Ю-I-IIА-IIБ продуктивные горизонты), II (Ю-VIА продуктивный горизонт), III (Ю-VIII-IX продуктивные горизонты), IV (Ю-X продуктивный горизонт), а также горизонт Ю-IVБ, выделенный в объекты возврата.

1На 01.01.2010 г. на балансе компании числятся 155 эксплуатационных скважин, в том числе: действующие - 134 скважины (№№ 1бис, 4, 6, 8, 11, 12, 20, 84, 89, 91, 100, 101, 102, 103, 105, 107, 109, 101, 108, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 122, 126, 128, 129, 130, 131, 132, 133, 134, 135, 136, 137, 138, 139, 140-1, 141, 142, 143, 146, 148, 150, 152, 153, 154, 155, 156, 157, 158, 160, 161, 162, 164, 166, 167, 168, 169, 170, 171бис, 172, 174, 175, 176, 177, 179, 181, 183, 184, 185, 187, 188, 191, 193, 194, 196, 197, 198, 199, 200, 202, 203, 204, 205, 206, 208, 209, 210, 212, 213, 214, 215, 216, 217, 218, 220, 221, 223, 224, 225, 226, 227, 230, 232, 235, 238, 239, 240, 241, 243, 244, 245, 250, 251, 252, 256, 261, 263, 267, 268, 269, 270, 272, 276, 290, 292, 293), из них в простое – 9 скважин (№ 89, 167, 169, 206, 208, 252, 256, 269, 276).

В бездействии – 20 скважин (№1, 10, 13, 21, 87, 92, 99, 171, 186-1, 237, 248, 260, 262, 265, 266, 273, 280, 282, 283, 289), в том числе бездействие прошлых лет скв. № 1, 10, 99, 171. Причины бездействия: скважина №1– в освоении после ремонта, скв.№99 – обводненность 100%, скв. №171 – изоляция горизонта.

В освоении – 1 скважина (№ 236).

В нагнетательном фонде – 38 скважин: № 5, 7, 22-1, 88, 104, 106, 121, 123, 124, 125, 127, 144, 145, 147, 149, 151, 159, 163, 165, 173, 178, 180, 182, 190, 192, 195, 201, 207, 211, 219, 222, 231, 233, 247, 249, 259, 279, 281, из них скважина №7 находится в бездействии. Скважина №173 – закачка ШФЛУ.

Все скважины оснащены штуцерным клапаном и расходомером для контроля объема нагнетаемой воды.

В целом режим работы нагнетательных скважин стабильный и практически непрерывный. Производительность нагнетания изменяется в диапазоне от 10.5 м³/ч (скважина №88) до 13.4 м³/ч (скважина №195) среднем составляет 12.1 м³/ч. Средняя приемистость скважины для скважин I объекта составила 452 м³/сут, при среднем давлении на забое 19.04 МПа. Для II объекта - 322 м³/сут, при давлении на забое 19.6 МПа. В целом по месторождению приемистость составила 417.7 м³/сут. Накопленная закачка воды составила для скважин I объекта 381.6 тыс.м³, III объекта – 86.4 тыс.м³. Компенсация отбора закачкой в пластовых условиях составила для I объекта 72%, III объекта – 120%.

Кроме перечисленных эксплуатационных скважин на балансе компании числятся также 6 ликвидированных поисково–разведочных скважин (№№ 2, 3, 9, 14, 23 и 25) и 8 водозаборных скважин (№ 2В, 3В, 4В, 5В, 6В, 7В, 8В и 9В). Скважина №9В – в освоении.

Введены в эксплуатацию из бурения за декабрь месяц – 1 скважина (№ 245), с начала года 33 скважины (№ 1бис, 108, 128, 129, 162, 166, 171бис, 209, 210, 212, 223, 224, 225, 227, 231, 232, 233, 240, 241, 243, 245, 247, 250, 251, 252, 267, 268, 269, 270, 272, 273, 289, 293).

Ввод из бездействия за декабрь – нет, с начала года - 3 скважины (№ 143, 186, 226).

Переведены на механизированный способ эксплуатации за декабрь месяц – нет, с начала года – 2 скважины (№ 262, 263).

Ввод нагнетательных скважин за декабрь – нет, с начала года - 11 скважин (№ 22-1, 124, 163, 259, 281, 173, 247, 249, 231, 233, 279).

По способам эксплуатации:

А) Фонтанные: №№ 102, 103, 232, 241, 243, 270 - всего 6 скважин;

Б) ЭЦН: №№ 1бис, 4, 6, 8, 11, 12, 20, 84, 89, 91, 100, 101, 105, 107, 109, 101, 108, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 122, 126, 128, 129, 130, 131, 132, 133, 134, 135, 136, 137, 138, 139, 140-1, 141, 142, 146, 148, 150, 152, 153, 154, 155, 156, 157, 158, 160, 161, 162, 164, 166, 167, 168, 169, 170, 171бис, 172, 174, 175, 176, 177, 179, 181, 183, 184, 185, 187, 188, 191, 193, 194, 196, 197, 198, 199, 202, 203, 204, 205, 206, 208, 209, 210, 212, 213, 214, 215, 216, 217, 218, 220, 221, 223, 224, 225, 226, 227, 230, 235, 238, 239, 240, 244, 245, 250, 251, 252, 256, 261, 263, 267, 268, 269, 272, 276, 290, 292, 293 – всего 126 скважин;

В) ШГН: №№ 143, 200 - всего 2 скважины. [1]

Скважины, эксплуатирующие I объект разработки, разрабатывают как один Ю-I горизонт, так Ю-I и Ю-IIА одновременно. Скважины, в которых вскрыты Ю-I и Ю-IIA горизонты, расположены в западной части месторождения, где распространён Ю-IIA горизонт и по I объекту отмечаются меньшие эффективные нефтенасыщенные толщины и малые дебиты нефти.

В целом по месторождению в декабре 2009 г. 68% скважин работали с дебитом нефти до 25 т/сут, что на 36% больше, чем за аналогичный период прошлого года.

Так, среднесуточный дебит нефти в скважинах, оборудованных ЭЦН, в 2009 г. составлял 36,1 т/сут, тогда как скважины, оборудованные штанговыми насосами, работали со средним дебитом нефти 7,9 т/сут.

Среднесуточный дебит новой скважины по нефти составил 35,6 т/сут. Доля высокодебитных скважин с дебитом нефти более 60 т/сут составляла 8% от фонда действующих скважин, снижение общего числа высокодебитных скважин составляет в среднем 50% в год. Новые скважины характеризуются стабильным среднесуточным дебитом в течение всего периода эксплуатации. Практически все скважины (95%) эксплуатируются механизированным способом (ПЭЦН).