3 свердловин і протягом майже трьох років залишається стабільно на цьому рівні.
Розподіл свердловин непрацюючого фонду по інтервалах дебітів нафти та обводнення на дату аналізу представлено в таблиці 3.2.2.6.
Таблиця 3.2.2.6. Розподіл непрацюючого фонду свердловин по дебитам нафти і обводнення
Дебіт нафти, т/сутОбводненность,% 0-1010-3030-6060-9090-95 gt; 95 Разом lt; 514 5 5-1022111 7 gt; +1011 2 Ітого33112414
З таблиці видно, що з 14 свердловин непрацюючого фонду обводненість більше 90% зафіксована приблизно в половині всіх свердловин. В інтервалі обводнення від 0 до 30% зупинено 6 свердловин. З дебітами до 10 т/добу. в непрацюючому фонді знаходяться 12 свердловин або 85,7%. Розподіл свердловин непрацюючого фонду з причин зупинки наведено в таблиці 3.2.2.7.
Таблиця 3.2.2.7. Розподіл свердловин непрацюючого фонду об'єкта АчБВ 14-19 з причин зупинки
№ п/пПрічіна остановкіКолічество скважін1В очікуванні ГІС12Ізоляція «0» 53Отсутствіе подачі ЕЦН24В очікуванні перекладу на іншу об'ект15Подготовка до ГРП46Аварійние роботи (прихват НКТ) 1 Ітого14
В очікуванні поточного ремонту по зміні і оптимізації електроцентробежной установки знаходиться 7 свердловин. Стільки ж свердловин чекають проведення капітального ремонту для підготовки до ГРП, перекладу на інший об'єкт, і ліквідації аварії. Крім того, необхідно відзначити, що з числа непрацюючих свердловин з обводненість більше 90%, виявлено половина, де за даними АКЦ відзначається погана якість цементування експлуатаційної колони. У таблиці 3.2.2.8 наводяться дані щодо розподілу свердловин непрацюючого фонду за накопиченою видобутку нафти.
Таблиця 3.2.2.8. Накопичена видобуток нафти по свердловинах непрацюючого фонду
Накопичена видобуток нафти, тис. т. lt; 11-55-1040-50ІтогоКолічество скважін471214
Масове проведення ГРП на об'єктах ачимовской товщі почалося в 2007 р Обсяги робіт постійно збільшувалися, і на 2010 р було проведено 72 свердловин-операції на 61 свердловині (21 переходить і 40 нових, прийнятих з буріння і освоєння). Це становить 84,7% від усього експлуатаційного нафтового фонду по про'екту на 2010 р Причому на 5 свердловинах гідророзрив був проведений двічі.
Таблиця 3.2.2.9. Динаміка проведення ГРП і додатковий видобуток нафти
ПоказателіГоди200520062007200820092010Колічество скважино-операцій2212111827Годовая видобуток нафти, т.т10,240,684,7246,9360,7391,1Добича нафти від ГРП, тис. т0,67,632,359,380,1139,7Доля видобутку нафти від ГРП,% 5,318,738,124,022,233,1
Перш ніж оцінювати ефективність проведення ГРП необхідно сказати, що продуктивні пласти ачимовской товщі АчБВ 14-19, містять промислову нафту, надзвичайно неоднорідні за своїми властивостями, мають переривчасте Лінзовідно будову, в плані ці лінзи часто не збігаються. Таке геологічна будова викликає необхідність підбирати систему взаємного розташування видобувних і нагнітальних свердловин, яка б зменшила ризик потрапляння в «сухі» зони пластів, дозволяла б організувати систему підтримки тиску і витіснення, без якої неможливе вироблення запасів нафти з пластів ачимовской товщі.
За 2011 рік проведено 27 операцій ГРП як на нових, так і на старих свердловинах, в т.ч. чотирьох повітряних гідророзриву. Додатково з цих свердловин видобуто 139,7 тис. Т. Нафти, середньодобовий дебіт по рідини склав - 49,5 т/добу, по нафті - 41,5 т/добу, обводненість продукції - 16%. Додатковий приріст дебітів склав: по рідини - 44,9 т/добу, по нафті - 40,2 т/добу. Але тут необхідно зауважити, що з 27 свердловин, на яких був проведений ГРП, 14 свердловин прийшли з буріння та освоєння перекладом з інших об'єктів, тобто до проведення гідророзриву видобутку по об'єктах ачимовской товщі не було.
Для того, щоб оцінити загальний ефект від гідророзриву пласта, з аналізу були виключені свердловини, на яких були проведені повторні операції ГРП, свердловини, експлуатуючі спільно декілька об'єктів і нові свердловини, прийняті з буріння та освоєння перекладом з інших об'єктів. Таким чином, було проаналізовано 16 свердловин. Накопичена видобуток нафти та рідини до проведення гідророзриву по цих свердловинах в 3,1 рази нижче, ніж після ГРП. Відповідно середній дебіт нафти та рідини після заходу виявився вищим в 1,9 і в 3,7 рази. І якщо умовно прийняти базову здобич, від якої вважався ефект, незмінною в часі, то додатковий видобуток нафти на дату аналізу від проведення ГРП на цих свердловинах, станови...
