3 Технологическая часть

3.1 Принцип разработки Приобского месторождения

Приобское месторождение введено в разработку в 1988 году. Месторождение разрабатывалось по проектному документу «Уточненные показатели разработки первоочередного участка Приобского месторождения», составленного СибНИИНП в 1988 году.

С 1997 года разработка месторождения ведется по «Дополнению к технологической схеме опытно - промышленной эксплуатации Левобережной части приобского месторождения, включая Пойменный участок № 4 », с реализацией блоковой трехрядной системы ( плотность сетки - 25 га/ скв.). С переходом в дальнейшем на более поздней стадии на блочно - замкнутую систему, в зоне раздельного залегания пласта АС₁₂ - применение площадной семиточечной системы заводнения (плотность сетки -25 га/скв.).

На Приобском месторождении с начала разработки на 1.01.1999 года добыто 5761.260 тыс.т. нефти, средний дебит по скважинам составил 11,7 т/сут., обводненность 3,46 %. Закачено в продуктивные пласты 7400 тыс.м³. воды, накопленная компенсация 90,7 %.

В 1998 году продолжены работы по реализации проектных решений, принятых в 1997 году по Левобережной части месторождения. Основная деятельность была направлена на усовершенствование системы ППД. В результате проведенных работ были получены следующие результаты:

- вырос средний дебит по эксплуатационному фонду скважин с 11,7 т/с до 12 т/с.

- соотношение добывающих и нагнетательных скважин составило 4:1.

- сократился бездействующий фонд скважин с 104 до 92 скважин.

В таблице 3.1 приведено выполнение мероприятий за 1998 год.

Таблица 3.1 - Выполнение геолого - технических мероприятий за 1998 год

Показатели	Факт	План
Добыча нефти, тыс.т	1195	1335
Бурение, тыс.м	40,8	225
Ввод новых добывающих скв., шт.	40	61
Средний дебит новых скв., м3/сут	18	40
Эксплуатационный фонд скв., шт.	411	450
Действующий добывающий фонд скв., шт.	319	354
Бездействующий фонд скв., шт.	92	88
Фонд нагнетательных скв., шт.	102	139
Перевод скв. в ППД, шт.	28	40
Закачка воды, тыс.т	2172,5	1907
Количество КРС, шт.	50	91
Количество ПРС, шт.	276	361
Обводненность, %	3,44	5,3
Количество ГРП, шт.	28	80

Всего добыча нефти за 1998 год составила 1195 тыс.т. при плане 1335 тыс.т.

Основные причины невыполнения плановых показателей по добыче являются:

- снижение производственных показателей, в связи с финансовыми трудностями;

- невыполнение плана по вводу новых скважин;

- невыполнение плана по переводу скважин под закачку.

Основные потери в добыче нефти представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Потери в добыче нефти

Мероприятия	План, тыс.т.	Факт, тыс.т.	Отклонение, тыс.т.
Ввод новых, скв.	163	0,588	-162,412
ГРП	115	68,8	- 46.2
КРС	20	11	- 9
Итого	298	80,388	- 217,612

Добыча нефти по продуктивным пластам за 1998 год составила: АС₁₀ - 362,1 тыс.т ; АС₁₁ - 260,9 тыс.т ; АС₁₂ - 572 тыс.т.

Темпы отбора в целом по месторождению составили 0,2 % , по участку 2,15 % от начальных извлекаемых запасов.

Прирост добычи нефти в 1998 году получен в основном из продуктивных пластов АС₁₁ и АС₁₂.

По пласту АС₁₂ наблюдается снижение объемов добычи, это связано с тем, что по пласту АС₁₂ проводилась основная доля ГРП в 1997 году, а также сказывается слабое влияние закачки воды.

Основной объем добычи нефти пришелся на скважины, оборудованные ЭЦН - 70,6 %, ШГН - 25,8 %, фонтаном - 3,6 %. Суточная добыча нефти увеличилась с 3258 тонн в январе до 3452 тонн в декабре. Средний дебит нефти по скважинам в целом по месторождению увеличился с 11,5 т/сут. до 12 т/сут., по пластам наблюдается увеличение среднего дебита: с 8,6 до 9,5 т/сут ( пласт АС10 ), с 7,2 до8,2 т/сут ( пласт АС11 ), а по пласту АС₁₂ - снижение.с 8,5 до 7,5 т/сут.

Эксплуатационный фонд скважин на 1.01.99 год составил 411 скважин: действующий фонд скважин - 319, бездействующий фонд - 92.

Эксплуатационный фонд скважин снизился с 432 до 411 скважин, за счет перевода скважин под закачку, из бурения принято - 4 скважины, в т.ч. 2 скважины из освоения прошлых лет и 1скважина из пьезометрического фонда. Наблюдается снижение бездействующего фонда скважин со 104 скважин до 92.

В 1998 году закачено в продуктивные пласты 2172,5 тыс.м3. воды и 7400 тыс.м3 - с начала разработки. Накопленная компенсация составила 90,7 %, текущая 139,6 %.

Под закачку переведено 28 скважин, средняя приемистость составила на скважину 97 м3/сут.

Соотношение добывающих и нагнетательных скважин составило 4:1.

Фонд нагнетательных скважин на 1.01.99г.: эксплуатационный фонд - 102, действующий фонд - 69, бездействующий фонд - 30,освоение - 3.

В целом по залежам пластов АС₁₁ и АС₁₂ наблюдается рост пластовых давлений АС₁₁ - с 248,5 атм. до 253,7 атм., АС₁₂ - с 258,9 атм. до 264 атм., что превышает первоначальное давление. А по пласту АС₁₀ наблюдается незначительное снижение пластового давления с 248,2 атм. до 247,8 атм.

В бездействующем фонде скважин находится 29 % , это связано с тем что нагнетательные скважины с низкой приемистостью на зимний период законсервированы, для предотвращения замораживания коллекторов.

Накопленная компенсация по месторождению увеличилась на 10 %, что связано с увеличением объемов закачки в продуктивные горизонты. По пластам АС₁₀ увеличилась с 82 % до 88 %, АС₁₁ - с 40 % до 60 %., АС₁₂ - с 97 % до 111 %.

Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по пластам: АС₁₀ - 5,8:1, АС₁₁ - 8:1, АС₁₂ - 4,9:1.

Компенсация по пласту АС₁₂ с начала разработки достигла 111 % с одновременным ростом пластового давления в целом по залежи и соотношение добывающих скважин самое лучшее близкое к проекту, все это говорит, что увеличение закачки по пласту АС₁₂ не нужно, а необходимо распределение ее по площади.

По пластам АС₁₀ и АС₁₁, как видно из таблицы, необходимо увеличение объемов закачки и увеличение фонда скважин, все это предусмотрено программой работ 1999 года. Особенное внимание необходимо уделить очистке призабойных зон нагнетательных скважин и уменьшение механических примесей на водозаборах.