блоку. Все це призвело до того, що в процесі реалізації ППЕ виникали складнощі при бурінні свердловин, а також технологічні проблеми при освоєнні свердловин і виведенні на режим.
3.3 Поточний стан розробки Північно - Останінского родовища
У лютому 2012 р свердловина №3 після проведення кислотного ГРП, не вийшла на режим фонтанування, була переведена на механізований спосіб видобутку, і по сьогоднішній день працює в періодичному режимі 1:00 роботи, 6:00 накопичення. З добовим дебітом 25,9 т/добу з обводненість 0,0% (табл. 3.5). На свердловині №4 була проведена операція з ліквідації парафінової пробки в НКТ бригадою ВРХ. Після ліквідації пробки, свердловина не вийшла на попередній режим роботи і була переведена на періодичний режим роботи з добовим дебітом 22,7 т/добу, з обводненість 0,0%.
На свердловині №5 був проведений кислотний ГРП, після якого показники по припливу (роботі) не покращали, працює також в періодичному режимі з добовим дебітом 6,7 т/добу, з обводненість 0,0%, причина цьому є низьке пластовий тиск, обмежений контур харчування. Свердловина №7г працює в постійному режимі, з добовим дебітом 88,1 т/добу, обводненість 0,0% (у першому півріччі) і з добовим дебітом: нафти 34,5 т/добу; обводненностью 22,4% (у другому півріччі).
За перший квартал 2012 року на відміну від 2011 видобуток значно підросла і склала: нафти 6773,0 тис. т; рідини 9145,8; води 0,0 т. (табл. 3.6, рис 3.7).
У кінці березня 2012 р були пробурені і освоєні, а в квітні в ведени в експлуатацію свердловини: №9 з дебітом 27,8 т/добу, з обводненість 1,8%; №27 з дебітом 24 т/добу, з обводненість 2,0%; №37 з дебітом 6,7 т/добу, обводненість 75,7%, а в липні пробурені, освоєні і в серпні місяці введено в експлуатацію 3 свердловини на 1 кущу. Це свердловини №1г з дебітом 119,5 т/добу. (d шт=8 мм), обводненностью 0,0%; №2г з дебітом 67,1 т/добу (d шт=6 мм), обводненностью 0,0%; №6г з дебітом 95,5 т/добу (d шт=8 мм), обводненностью 0,0% (табл. 3.5).
Свердловини №9; №27 працюють на мінімальних штуцерах (d=5 мм), так як ці свердловини мають високий газовий фактор (вкв. №9 - 95,9 тис. М 3/добу, скв. №27 - 82,7 тис. М 3/ добу), що позначається на показниках ДНП підготовленої товарної нафти. Тому щоб вкв. №9, 27 немає експлуатувати в періодичному режимі, керівництво «Томскгазпром» прийняло рішення експлуатувати в постійному режимі, але на штуцерах меншим діаметром (d=5 мм) до введення в експлуатацію газокомпресорної станції.
Свердловина №8г - знаходиться у фонді освоєння (з причини обводнення пластовою водою). При запуску в колектор припиняє фонтанування.
Помітне зростання видобутку нафти, рідини і води спостерігається на динаміки показників наведений у табл. 3.6, рис. 3.7.
Таблиця 3.5 Показники експлуатації по свердловинах Північно-Останінского родовища за 2012 г
№ скв.ДебітОбводненость,% СпособНефті, т/сутЖідкості, т/сутексплуатацііПласт М1г119,5119,50,0Фонтанный2г67,167,10,0Фонтанный325,925,90,0УЭЦН422,722,70,0Фонтанный56,76,70,0Фонтанный6г95,595,50,0Фонтанный7г34,547,922,4Фонтанный927,828,51,8Фонтанный2724,024,72,0Фонтанный376,734,575,7Фонтанный
Таблиця 3.6 Показники видобутку нафти, рідини, води, Північно-Останінского родовища за 2012 г
год2012показателіДобича нефтіДобича жідкостіДобича водиКварталтис. т.тис. т.тис. т.I6773,09145,80,0II10795,314824,3546,6III22392,832737,84553,0IV34813,847722,64075,6Всего за год74774,9104430,59175,2
Станом на 01.01.2013 р.
Видобуток нафти з початку року склало 74774,9 тис. т (рис. 3.8), з початок розробки 76668,8 тис. т. з-запланованих 77700,0 тис. т, що становить 90%.
Видобуток рідини з початок року 104430,5 тис. т (рис. 3.8), з початок розробки 106737,5 тис. т.
Видобуток пластової води з початок року 9175,2 тис. т (рис. 3.8), з початок розробки 9175,2 тис. т.
Видобуток попутного газу з початок року 96643,2 тис. м 3 (рис. 3.8), з початок розробки 98383,0 тис. т.
Максимальна видобуток нафти на скв. №7г - 22170 тис. Т/рік (d шт=6 мм), (табл. 3.10), максимальна видобуток води на скв. №37 - 5656,1 т/рік (d шт=6 мм), (рис. 3.10), щільність пластової води - 1 048 кг/м 3. Утилізація попутної води проводиться на факельний амбар випалюванням газом з УПН. Утилізація попутного газу заплановано в кінці 2013 р з введенням в експлуатацію газокомпресорної станції. Далі утилізований газ компресорами буде транспортуватися по газопроводу на УПГ «Мильджіно».
Таблиця 3.7 Загальний фонд свердловин на Північно-Останінском родовищі
Категорія фондаПласт ...
