Давыдовского месторождения

СПБГУАП / Санкт-Петербург

В июле введена новая нагнетательная разветвленная (двухзабойная)

скважина 111r в северо-восточной части для нагнетания в елецкую залежь.

Таким образом нагнетательный фонд по состоянию на 01.01.2011 года составлял 9 скважин, из них скважины 67,87,79,63,100 и 110 расположены внутри контура нефтеносности с целью поддержания пластового давления в скважинах добывающего фонда, расположенных в сводовой части залежи.

Скважины 59, 111r и 53 расположены вблизи контура нефтеносности и осуществляют закачку для поддержания пластового давления в скважинах добывающего фонда, расположенного в приконтурной зоне и на периферийных участках залежи.

Добывающий фонд скважин с 2006 по 2010 год был увеличен на две единицы (2007 год ввод 16s2, 2009 год ввод 56s2). Все скважины эксплуатируются механизированным способом, из них скважина 106 - ЭЦН,

остальные скважины добывающего фонда оборудованы ШГН.

В 2010 году на залежь нефти петриковско-задонского горизонта была введена добывающая скважина 121. Бурение скважины закладывалось с целью эксплуатации залежи нефти петриковско-задонского горизонта, а

также с целью определения наличия связи между западным районом залежи

(скважина 9001) и основной частью межсолевой залежи.

Скважина 121 введена в эксплуатацию в октябре 2010 года фонтанным способом в периодическом режиме. Фонтанным способом скважина эксплуатировалась в течение 13,2 сут, обор за это время составил 11 т

безводной продукции. В декабре месяце скважина 121 была переведена на механизированный способ эксплуатации, при этом дебит нефти составил 5,5

т/сут. Продукция скважины безводная.

По состоянию на 01.01.2011 года в эксплуатации на залежи нефти петриковско-задонского горизонта находится 34 добывающие скважины.

Доля низкодебитного фонда (< 5 т/сут) составляет 33 %. Остальные скважины работают с дебитами 5-10 т/сут - 45,5 % и 10-15 т/сут - 15 %.

Скважина 106 (ЭЦН) работает стабильно с дебитом 20-25 т/сут и

СПБГУАП / Санкт-Петербург

обводнённостью от 0 до 22 %.

Большинство скважин добывающего фонда межсолевой залежи нефти работает с годовыми отборами нефти в пределах от 1 тыс. т до 3 тыс. т.

Причем, большая часть данных скважин сосредоточена в восточной части залежи. С максимальными годовыми отборами нефти более 3 тыс. т

работают 8 добывающих скважин (58,60,66,88,89,91,104,106).

За 2010 год из залежи отобрано 72,819 тыс. т нефти, темп отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 2,1 %. С темпом отбора порядка

2 % от НИЗ в год разработка залежи осуществляется с 2000 года.

Среднегодовая обводненность по залежи составляет 23 %. Со среднегодовой обводненностью продукции порядка 20-25 % разработка залежи осуществляется на протяжении последних десяти лет.

В 2011 году на Давыдовском месторождении завершилось бурение трех добывающих скважин 112, 124 и 109 на межсолевую залежь. Также был пробурен один боковой ствол скважины 81.

Скважина 112 введена в эксплуатацию в октябре 2011 года. Начальный дебит нефти по скважине 112 Давыдовской составил 2 т/сут безводной нефти. В декабре 2011 года по скважине 112 проведен ГРП. Дебит нефти за декабрь 2011 года составил 5,2 т/сут безводной нефти.

Скважина 124 заложена в северо-западной части залежи нефти елецкого горизонта с доразработкой малоразведанного северо-западного участка залежи Давыдовского месторождения, на котором отборы нефти ранее не велись.

Скважина 124 введена в эксплуатацию в июне 2011 года. Начальный дебит нефти по скважине 124 составил 10,6 т/сут безводной нефти. По состоянию на 01.01.2012 года скважина 124 эксплуатируется с дебитом нефти 10,5 т/сут. Продукция скважины безводная.

Также в конце 2011 года начата бурением скважина 109 Давыдовская.

Она заложена в южной части залежи нефти петриковско-елецко-задонского горизонта с целью увеличения добычи нефти и выработки остаточных

СПБГУАП / Санкт-Петербург

извлекаемых запасов.

С целью увеличения добычи нефти и выработки остаточных извлекаемых запасов межсолевой залежи было принято решение восстановить вторым стволом скважину 81. Скважина была заложена в северной части залежи.

По состоянию на 01.01.2012 г. в действующем фонде находятся 36

добывающих скважин и 10 нагнетательных. Все скважины эксплуатируются механизированным способом, из них скважина 106 - ЭЦН, остальные - ШГН.

По 14 скважинам добывающего фонда (скв.17, 34s2, 55, 65s2, 58, 68, 69, 82s2, 83, 84, 86, 90, 104, 108), что составляет 39 % от всего действующего фонда, дебиты нефти остались на уровне прошлого года, что характеризует работу данных скважин как стабильную.

По девяти скважинам добывающего фонда (25 % от действующего добывающего фонда) произошло увеличение дебита нефти (скважины 57, 66, 70, 80, 85, 93, 95, 106, 121). По скважинам 66, 70 и 95 увеличение дебита нефти связано с проводимыми по данным скважинам геолого-техническими мероприятиями - реперфорация, ГРП. По добывающим скважинам 85, 80 и 106 увеличение производительности скважин связано со снижением обводненности. По добывающим скважинам 85 и 80 появление воды в продукции скважины имеет периодический характер и в 2011 году по сравнению с 2010 годом эксплуатация данных скважин сопровождалась безводной продукцией. Снижение обводненности по скважине 106 связано с изменением режима проведения технологических обработок скважины пресной водой. По добывающим скважинам 93 и 121 увеличение дебита нефти произошло после смены числа качаний с 5,2/6 и 4/6 соответственно.

По скважине 121 также была проведена смена длины хода с 2 м на 2,5 м.

Увеличение производительности скважины 57 Давыдовской связано с переводом скважины из периодической эксплуатации в постоянную, чему способствовало восстановление к середине 2011 года динамического уровня до глубины 1400 м и удержание уровня на данной глубине.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

По скважине 66 интенсификация проведена в феврале 2011 года.

Средний дебит нефти до проведения ГРП составлял порядка 8,2 т/сут.

Продукция скважины безводная. После проведения реперфорации и ГРП дебит нефти по скважине 66 Давыдовской составил 11,5 т/сут с последующим увеличением до 13,6 т/сут. По состоянию на 01.01.2012 года скважина 66 Давыдовская эксплуатируется с дебитом 13,6 т/сут. Продукция скважины безводная. Проведенное мероприятие оценивается как эффективное, дополнительная добыча нефти за счет интенсификации в 2011

году составила 1,641 тыс. т при планируемой дополнительной добыче в 0,694

тыс. т.

По 33 % (12 скважин) действующего добывающего фонда наблюдается снижение дебита нефти. Основные причины снижения дебита по скважинам либо увеличение содержания воды в продукции скважин, расположенных в непосредственной близости от очагов нагнетания (скважины 35, 88, 62), либо снижение дебитов из-за недостаточной энергетики на участках залежи,

расположенных на удаленном расстоянии от очагов нагнетания или ухудшение работы насосного оборудования.

Большинство скважин добывающего фонда межсолевой залежи нефти работает с годовыми отборами нефти в пределах от 1 тыс. т до 2 тыс. т.

Причем, большая часть данных скважин сосредоточена в восточной части залежи. С максимальными годовыми отборами нефти более 3 тыс. т

работают 9 добывающих скважин (58, 60, 66, 80, 88, 89, 91, 104, 106).

Данными скважинами за отчетный период добыто 37,520 тыс. т нефти или 49 % от всей годовой добычи нефти в целом по межсолевой залежи, причем продукция шести добывающих скважин 58, 60, 66, 80 и 89 - безводная.

Что касается обводненности добываемой продукции, то среднегодовая обводненность в целом по скважинам добывающего фонда осталась на уровне прошлого года - 23 %. Однако выделяется ряд скважин, в которых в течение всего отчетного периода наблюдался рост обводненности добываемой продукции или в которых вода в 2011 году появилась впервые.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Исходя из содержания воды в продукции скважин добывающего фонда

залежи нефти петриковско-задонского горизонта, выделяется три группы

скважин:

•первая - добывающие скважины, расположенные в зонах влияния нагнетательных скважин (в основном, в сводовой части залежи) с

устойчивым наличием воды в добываемой продукции (источником поступления воды являются, как закачиваемые воды, так и пластовые, а

также техническая вода, используемая для промывки скважин);

•вторая - скважины, работающие стабильно с безводной продукцией;

•третья - скважины с периодическим появлением воды в добываемой продукции. Причиной этому служит большое количество проводимых по скважинам технологических обработок (за 2011 год в залежь при проведении технологических обработок закачано 13,161 тыс. м3

технологической жидкости).

Из скважин, относящихся к первой группе, увеличение содержания воды наблюдалось по следующим объектам: 34s2, 35, 62, 90. Наибольшее увеличение содержания воды наблюдалось в скважине 35. По сравнению с

2010 годом обводненность с 43 % увеличилась до 60 %. Добывающая скважина 35 расположена в непосредственной близости от линии нагнетательных скважин 67, 87 и 79. Обводнение скважины может происходить в основном через туровские слои елецкого горизонта

(компонента 2.2.2.3). В данную компоненту во всех трёх близлежащих нагнетательных скважинах (67,87 и 79) осуществляется закачка воды.

Обводненность продукции по скважине 35 напрямую зависит от объёмов нагнетания в соседствующие с ней скважины нагнетательного фонда. Так,

если сравнивать объёмы нагнетания в скважины 79 и 87 в 2010 году и 2011,

то в 2011 году объёмы нагнетания в данные скважины были увеличены: по скважине 79 с 11,280 тыс. м3 воды до 12,722 тыс. м3, по скважине 87 - с

11,090 тыс. м3 до 11,720 тыс. м3.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

По добывающим скважинам, относящимся ко второй группе

(скважины, работающие стабильно с безводной продукцией) в 2011 году выделяется добывающая скважина 88, в продукции которой в 2011 году отмечено появление воды. До начала 2011 года появление воды в продукции данной скважины было отмечено только в 1997, скважиной 88 было отобрано

229 т воды. В течение 2011 года обводненность по скважине 88 выросла с 7 % до 64 %, плотность воды при этом изменялась от 1,13 г/см3 до 1,2 г/см3.

Добывающая скважина 88 также, как и скважина 35, расположена в непосредственной близости от ряда нагнетательных скважин 67, 87 и 79.

По скважинам третьей группы, основное увеличение содержания воды в продукции скважины, происходило по скважинам добывающего фонда 55 и

99.

В целом, анализируя работу скважин добывающего и нагнетательного фонда в 2011 году и сопоставляя поведение обводненности и объёмы нагнетания, среди скважин добывающего фонда выделяются 15 скважин,

которые наиболее остро реагируют на изменение (уменьшение или увеличение) объёмов нагнетания. При увеличении объёмов нагнетания по данным скважинам наблюдается резкий рост обводненности добываемой продукции, при уменьшении объёмов нагнетания соответственно - снижение обводненности добываемой продукции.

Нагнетание воды в залежь нефти петриковско-задонского горизонта осуществляется в 10 нагнетательных скважин. С залежи нефти лебедянского горизонта с целью осуществления нагнетания в северной части межсолевой залежи переведена скважина 102 Давыдовская. Скважина введена под нагнетание в августе 2011 года с начальной приёмистостью 33,3 м3/сут.

Объём закачки при этом составил 699 м3 в месяц. В октябре скважину перевели на МКНС. После перевода приёмистость по скважине увеличилась до 50 м3/сут. Объём закачки в месяц при этом составил порядка 1, 200 тыс.

м3. Всего за 2011 год скважиной 102 Давыдовской закачано 5,040 тыс. м3

воды. Скважина 102 Давыдовская переводилась под нагнетание на

СПБГУАП / Санкт-Петербург

межсолевую залежь нефти для поддержания пластового давления в районе добывающих скважин 33, 95, 83. Ввод скважины под нагнетание положительно отразился на поведении динамического уровня по скважинам

33 и 95. Уровни в данных скважинах в среднем восстановились на 100-200 м.

О влиянии скважины 102 на добывающую судить достаточно сложно.

За 2011 год из межсолевой залежи нефти отобрано 76,970 тыс. т нефти,

что на 3,855 тыс. т или 5 % больше запланированных норм отбора.

Проектные уровни добычи за 2011 год также перевыполнены на 3,770 тыс. т

или 5 %.

Средняя обводненность за 2011 год составила 23,8 %. С целью поддержания пластового давления в залежь нефти петриковско-задонского горизонта закачано 135,660 тыс. м3 воды. Компенсация отборов закачкой за

2011 год составила 97 %, накопленная компенсация с начала разработки - 87

%. По состоянию на 01.01.2012 года пластовое давление в контуре нефтеносности составляет 21,7 МПа.

По состоянию на 01.01.2013 года фонд добывающих скважин межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения составляет 36

скважин, что не соответствует проектному фонду - 40 скважин.

Из проектных решений не выполнено следующее:

не введены в эксплуатацию новые добывающие скважины 107 и второй ствол из скважины 69 - скважина 69s2.

По скважинам переходящего фонда, изменения, не предусмотренные в рамках дополнения к проекту разработки:

выбытие скважин добывающего фонда в 2012 году:

•выбытие из эксплуатации скважины 17 по техническим

причинам;

•выбытие из эксплуатации скважины 82s2 по причине бурения скважины 82s3 с целью организации системы ППД;

•перевод скважины 56s2 Давыдовской на залежь нефти лебедянского горизонта, что не было предусмотрено дополнением к проекту

СПБГУАП / Санкт-Петербург

разработки;

• перевод скважины 33 Давыдовской в ППД раньше предусмотренного дополнением к проекту разработки сроком (проект - 2017

год, факт - 04.2012 года);

ввод скважин добывающего фонда на залежь нефти петриковско-

задонского горизонта, непредусмотренный дополнением к проекту разработки:

•бурение и ввод в эксплуатацию скважины 54s2 Давыдовской.

Нагнетательный фонд скважин по состоянию на 01.01.2013 года составляет 11 скважин, что соответствует проектному фонду скважин.

Однако, несмотря на количественное соответствие, из проектных решений не выполнено следующее: не введена под нагнетание из бурения новая скважина 96 Давыдовская.

По состоянию на 01.01.2013:

•завершилось бурение одной добывающей субгоризонтальной скважины 94n и двух добывающих скважин 97 и 98;

•пробурен один боковой ствол скважины 54 и восстановлена скважина 68 коротким боковым стволом;

•пробурен третий ствол из скважины 82 с целью усиления системы ППД в центральной части межсолевой залежи Давыдовского месторождения.

Таким образом, действующий фонд скважин межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения в 2012 году увеличился на 3 новые добывающие скважины 94n, 98 и 109, также в эксплуатацию было введено 2

боковых ствола - скважины 54s2 и скважина 81s2 Давыдовские (по состоянию на 01.01.2013 скважина 81s2 находится в бездействующем фонде после попытки перевода скважины на залежь нефти лебедянского горизонта)

и один короткий боковой ствол 68 k1. При этом из эксплуатации выбыли скважины 17, 68, 82s2, 56s2 и 33 Давыдовские. График движения фонда представлен на рис.2.11.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Все добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом, из них скважины 60, 68k1, 69, 80, 84, 89, 106 - ЭЦН, остальные -

ШГН, исключение составляет новая добывающая скважина 94n, введенная в

эксплуатацию фонтанным способом. По сравнению с 2011 годом количество скважин, работающих ЭЦН, увеличено на 6 единиц (скважины 60, 68k1, 69,

80, 84, 89) по данным скважинам наблюдается увеличение дебита нефти и соответственно объём годовой добычи превышает объём добычи в 2011 году.

Параметры эксплуатации скважин до и после проведения по ним оптимизаций насосного оборудования сведены в таблицу 2.3.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Таблица 2.3 Параметры эксплуатации скважин добывающего фонда 60,

80, 84 и 89 до и после проведённых по данным скважинам оптимизаций

насосного оборудования

				Параметры работы		Дополнительная
		Вид ГТМ
			До ГТМ	После ГТМ	На 01.01.2013	добыча нефти, т
				60 Дав
	qн	СМЕНА НВ-	9,5	20,6	27,9
	qж		9,5	22,8	27,9	2716
		32/ЭЦН-30
	%		0	9,3	0
				80 Дав
	qн	ИНТЕНСИФ	8,1	17,5	16,1
	qж	ИКАЦИЯ.	8,1	19,5	19,4	1971
	%	ПРС	0	10,6	17,0
				84 Дав
	qн	СМЕНА НВ-	5,7	10,8	8,1
	qж	32/ЭЦН-80	6,3	10,8	8,1	685
	%	КПЭС	8,5	0	0
				89 Дав
	qн	СМЕНА НВ-	10,3	20,7	24,6
	qж		10,3	24,8	24,6	2700
		32/ЭЦН-30
	%		0	16,5	0

По скважинам, оборудованным ШГН, увеличение дебита нефти наблюдалось по следующим скважинам: 34s2, 57, 66, 83, 88, 91, 99, 108 и 121.

По 8 скважинам действующего добывающего фонда в течение отчетного периода по сравнению с 2011 годом наблюдается снижение дебита нефти (скважины 55, 58, 65s2, 86, 90, 93, 104, 9001). Основной причиной снижения является увеличение содержания воды в продукции скважин, расположенных в непосредственной близости от очагов нагнетания (скважины 55, 90, 93 и 104), а также скважины, эксплуатация которых сопровождается частыми технологическими обработками, которые способствуют увеличению содержания воды в продукции (скважина 9001).

В таблице 2.4 представлено распределение добывающего фонда скважин по дебитам нефти. Доля низкодебитного фонда (< 5 т/сут) составляет 25 % (9 скважин). Количество скважин, эксплуатирующих залежь нефти петриковско-задонского горизонта с дебитами от 5 до 10 т/сут, составило 14 скважин. Наблюдается увеличение скважин работающих с дебитами 10-20 т/сут: 2011 год - 3 скважины, 2012 год - 7 скважин. Также в течение отчетного периода на межсолевой залежи нефти Давыдовского месторождения за счет проведения оптимизаций увеличена доля высокодебитных скважин, работающих с дебитами более 20 т/сут с 1 скважины до 4.

Таблица 2.4 Распределение добывающего фонда скважин по дебитам