ьний рівень видобутку нафти досягається в 11 році і становить 230,1 тис. тонн, максимальний рівень видобутку рідини припадає на 13 рік і становить 1523,5 тис. тонн. Видобуток нафти за проектний період 17 років становить 1558.1 тис. Тонн, з початку розробки - 1590 тис. Тонн з досягненням КІН 0,624 д. Од. Середнє пластовий тиск на коней розрахункового періоду становить 28,5 МПа. Кінцева обводненность складе 97,4%.
Графік видобутку нафти, рідини, закачування агента, динаміки фонду видобувних і нагнітальних свердловин за варіантом 2 наведено на рис. 3.2.
Середній дебіт рідини видобувних свердловин протягом проектного періоду варіюється від 22,8 до 425,1 т/добу, середня прийомистість нагнітальних свердловин - від 70,5 до 187,3 м 3 сут.
3.2 Стан розробки Північно - Останінского родовища
У промислову експлуатацію родовище введено в 2010 році, відповідно до проекту пробної експлуатації Північно-Останінского нафтового родовища (протокол ЦКР Роснадра №4464 від 17.12.2008 р.).
Виконаний та затверджений 2008 ВАТ «ТомскНІПІнефть ВНК» проект пробної експлуатації (ППЕ), передбачався проведення пробної експлуатації родовища протягом з 01.10. 2010 з 01.012012 р, до реалізації прийнятий варіант з наступними рішеннями і технологічними показниками:
· система розробки: два елементи базарною 5-точкової системи розробки з відстанню між свердловинами в ряду 1000 м, між рядами 500 м;
· діючий фонд свердловин ділянки пробної експлуатації:
всього - 11, видобувних - 9, з них:
горизонтальних - 6, похило-спрямованих - 3, нагнітальних - 2;
· дві свердловини буряться з відбором керна;
· в період пробної експлуатації родовища розробка поклади планувалася на трьох дослідних ділянках:
§ на першій ділянці (район скв. №3Р) буряться п`ять свердловин, що утворюють 5-точковий елемент. Свердловини вводяться в 2010 році;
§ на другій ділянці (район скв. №5Р), також по 5-точкового елементу, буряться ще п'ять свердловин. Свердловини вводяться в експлуатацію у 2011 році;
§ на ділянці в районі скв. №7Р буриться і вводиться в експлуатацію в 2011 році одна свердловина.
· вибрані п'ятиточкові елементи системи розробки за результатами ППЕ можуть бути трансформовані в проектну трирядну систему розробки;
· максимальний проектний рівень видобутку нафти на період пробної експлуатації становив 213,1 тис. тонн.
За період пробної експлуатації з 11 видобувних свердловин запланованих, пробурено всього 5 експлуатаційних свердловин. У 2010 р проб?? рено два похило спрямованих свердловини (№3 і 4). У 2011 р пробурено три свердловини, одна похило-спрямовану (№5) і дві горизонтальних (№7г і 8г). Крім того, з 5 пробурених свердловин, тільки 3 свердловини дали промислові припливи нафти (вкв. №4, 5 і 7г), свердловина №3 за результатами випробувань дала воду з плівкою нафти. У 2011 р на скв. №3 був проведений кислотний ГРП, після чого свердловина перебувала в очікуванні облаштування. Свердловина №8 перебувала в освоєнні.
Видобуток нафти на Північно-Останінском родовищі ведеться з жовтня 2010 р Об'єктом розробки є пласт М.
У 2010 р родовище експлуатувалося однієї фонтанної свердловиною №4 з дебітом 34,1т/добу з обводненість 0,0% (табл. 3.2). З жовтня по грудень 2010 р свердловина №4 відпрацювала всього 10,8 сут.
У табл. 3.1 Наведено показники видобутку за 2010
Таблиця 3.1 Показники видобутку нафти, рідини, води, Північно-Останінского родовища за 2010 г
год2010показателіДобича нафти тис. т.Добича рідини тис. т.Добича води тис. т.МесяцОктябрь0,11500,11500,0Ноябрь0,12400,12400,0Декабрь0,13090,13090,0Всего за год0,36990,36990,0
У січні 2011 р в експлуатацію на пласт М введена свердловина №5 з дебітом безводної нафти 5,0 т/добу (табл. 3.2). Але через низькі фільтраційних властивостей порід і низьких гирлових тисків, свердловина не могла працювати в постійному режимі, тому була переведена на періодичний режим роботи (5:00 в роботі, 19 годин в накопиченні).
Свердловина №4 припинила фонтанування з причини закупорці НКТ парафінової пробки з включенням вугілля на глибині 900 м. У лютому 2011 року були проведені роботи з очищення НКТ від пробки механічним скребком, який не приніс позитивного результату. Керівництвом ВАТ «Томскгазпром», було прийнято рішення експлуатувати свердловину №4 по затрубному простору на штуцері d=6 мм.
У липні 2011 р в експлуатацію на пласт М введена свердловина №7г...
