діючого фонду свердловин
На 01.01.2002 р в чинному видобувному фонді значилися 2 182 свердловини, у тому числі в 23 свердловинах спільно експлуатувалися два і більше об'єкта. Закачування води велася в 517 свердловин, 563 нагнітальних свердловин знаходилися у відпрацюванні на нафту. У бездіяльності та консервації знаходилися 580 видобувних і нагнітальних свердловин (501 видобувна і 79 нагнітальна). За весь період розробки на родовищі ліквідовані 54 свердловини, в контрольний і п'єзометричний фонд переведені 85 свердловин. Легко бачити, що як по підприємствах, так і по родовищу в цілому 89% фонду обслуговують два найбільш великих і освоєних об'єкта, які в основному і визначають більшість інтегральних та диференціальних показників розробки всього родовища. Розподіл свердловин, які брали участь у видобутку нафти по її накопиченої величиною, показано на рис. 4.2а.
Малюнок 4.2 Розподіл свердловин Ватьеганском родовища за величиною: а) накопиченої видобутку нафти; б) накопиченої видобутку рідини; в) накопиченої закачування води.
Практично вся накопичена на дату аналізу видобуток нафти (близько 95%) отримана з 60% перебувало в експлуатації свердловин. Решта 40% (більше 1300 одиниць) відібрали приблизно 3500000. Т нафти або близько 3 тис. Т на свердловину, Частка високопродуктивних свердловин (сумарний видобуток більше 50 тис. Т) становить 18%, в їх число входять 315 свердловин, які відібрали 100 і більше тис. т нафти кожна. В середньому, на одну свердловину, участвовавшую у видобутку, доводиться по 33,8 тис. Т нафти.
Диференціація свердловин нагнітального фонду за обсягами накопиченої закачування виражена слабше (рис. 4.2В). Близько 30% свердловин характеризуються середньою величиною обсягу закачування до 200 тис. М 3, або в 5-10 разів нижче, ніж по найбільш прийомистим свердловинах. Частка останніх в нагнітальному фонді складає всього 7%. У середньому в кожну свердловину закачано 463 тис. М 3 води.
Основні показники експлуатації свердловин діючого видобувного і нагнітального фонду за грудень 2001 наведено на рис. 4.3. Середні дебіти нафти та рідини склали 10.1 і 40 т/добу при діапазоні зміни 0.03-179 і 0.3-399 т/добу відповідно. Більше половини видобувних свердловин працювали з дебітом нафти менше 5 т/добу. Практично всі свердловини добували обводненную продукцію (безводний фонд становив 0.7%). З обводненностью до 20% працювали 343 свердловини (16% діючих), з обводненість 80-99% - 789 свердловин (36%).
Прийомистість нагнітальних свердловин варіювала від одиниць до 1447 м 3/добу при середній величині 180 м 3/добу. Половина свердловин нагнітального фонду працювала з середньою приемистостью порядку 60 м/сут.
У 2001 р було введено з буріння у видобуток 107 нових свердловин (44 - у ТОВ «ЛЗС» і 63 - в СП Ватойл ). На рис.4.4 представлені початкові показники роботи даного фонду.
Основними способами експлуатації свердловин на родовищі на дату аналізу були установки ЕЦН і ШГН, причому частка ШГН становила понад 47% (1052 свердловин) частка ЕЦН - 80% (1158 свердловин). Основна частина видобутку нафти отримана за рахунок ЕЦН і трохи більше 20% - установки ШГН.
Малюнок 4.3 Розподіл свердловин Ватьеганском родовища за величиною: а) дебіту нафти; б) дебіту рідини; в) обводнення; г) прийомистості.
Малюнок 4.4 Показники роботи нових свердловин, введених в 2001
Основну частину фонду становлять свердловини обладнані ШГН - 51,8%, ЕЦН - 48,1% і дві свердловини об'єкта АВ1-3 фонтанують.
Об'єкт АВ1-3
Буріння експлуатаційних свердловин на горизонти АВ1-2 і АВЗ було розпочато в 1983р. і проводилося високими темпами аж до 1991р. Максимальна кількість - 327 нових свердловин - було введено у видобуток в 1989р. У наступні роки обсяги буріння і введення нових свердловин знизилися, в 1999 р було введено всього 36 нових видобувних свердловин. У 2000 - 2001 р.р. введено відповідно 50 і 72 нових свердловин. Найбільша кількість нагнітальних свердловин було введено також в 1989 р - 61. Цільове буріння проектного нафтового фонду спеціально на пласт АВЗ було завершено в 1989 році.
Станом на 01.01.2002р. по об'єкту АВ1-3 числилося 2096 видобувних і 470 нагнітальних свердловин. На об'єкт було переведено з нижчих горизонтів 85 видобувних і 3 нагнітальні свердловини. В цілому по об'єкту АВ1-3 в бездіяльності знаходилися 143 видобувних і 37 нагнітальних свердловин. За ТОВ «ЛЗС» ці показники становлять, відповідно, 112 і 37, по СП «Ватойл» -.29 видобувних свердловин. На ділянці ЗАТ «Еганойл» в бездіяльності нараховувалися 2 свердловини. У консервації по АВ1-3 знаходилася усього 191 свердловина (186 видобувних і 5 нагніталь...
