Состояние фонда скважин месторождения Кумколь

За счет оптимизации механизированных скважин получено 23798,03 тонны дополнительной добычи нефти, что составляет 2,93 % от общей добычи за I полугодие 2004 года.

Всего за I полугодие 2004 года добыто 994,3722 тыс. тонн нефти, 1156,7664 тыс. тонн жидкости, 84,5458 млн. м³ газа.

Таблица 2.4.1

Продолжение таблицы 2.4.1

Средний уплотненный дебит нефти, в среднем, по месторождению равен 29,8 т/сут., жидкости – 36,5 т/сут. Обводненность продукции, в среднем, по месторождению за июнь месяц составила 18,4 %. Основные показатели разработки по объектам и месторождению приведены в (таблице № 2.4.2 и 2.4.3)

35 скважин или 18,23 % являются малодебитными, то есть суточный дебит нефти по этим скважинам не превышает 10 тонн. 20,8 % или 40 скважин работает с дебитом до 20 т/сут., в 43 скважинах (22,4 %) дебит нефти составил до 30 т/сут., до 40 т/сут. нефти дают 24 скважины (12,5 %), в 16 скважинах ( 8,3%) дебит нефти составляет до 50 т/сут., до 60 т/сут. – 18 единиц (9,38 %), до 70 т/сут. – нефти имеют 12 скважин (6,2 %), 3 скважины или 1,5 % от действующего фонда работает с дебитом до 80 т/сут. До 90 т/сут. дает 1 скважина (0,5 %).

85 скважин или 44,27 % от действующего фонда дают безводную нефть. С обводненностью до 20 % работает 25 скважин – 13,02 %, в 30 скважинах или 15,6 % обводненность продукции составила до 20 %. Обводненность продукции до 30 % имеет 15 скважинах (7,8 %), до 40 % – 8 скважин (4,2 %), количество скважин с обводненностью продукции в пределах 50 – 90 % составила 29 скважин.

Закачка воды на территории ОАО «ХКМ» производится с одной БКНС: на I объекте работает 12 скважин, на II объекте – 25, на III объекте – 8 и на IV объекте – 1 скважина.

За I полугодие в пласт закачано 1014,581 м3 воды. В целом приемистость одной скважины в среднем, по месторождению составляет 131 м^з/сут. Текущая компенсация по месторождению равна 70,5 % (таблица № 5).

За 6 месяцев текущего года силами бригады ГДИС ЦДНГ замерены пластовые и забойные давления добывающих и нагнетательных скважин. Среднее значение пластового давления за июнь месяц по I объекту разработки составляет 10,1 МПа, по II объекту – 10,63 МПа, по Ш объекту – 11,62 МПа, по IV объекту – 11,14 МПа.

Таблица 2.4.2 - Основные показатели по добывающим скважинам по объектам и месторождению за 2003г.

Таблица 2.4.3 - Основные показатели по нагнетательным скважинам по объектам и месторождению за 2003г.

Таблица 2.4.4 - Динамика основных показателей месторождения

Кумколь I объект

Таблица 2.4.5 - Динамика фонда скважин

I объект

Таблица 2.4.6 - Распределение добывающих скважин I объекта разработки по дебитам нефти

На I объекте проведены 34 замера пластовых давлений по 28 скважинам и 66 замеров забойных давлений по 38 скважинам.

Сопоставление среднеарифметического значения пластовых давлений по скважинам, замеренных в 1 полугодии 2004 года с данными на конец 2003 года показывает снижение давления в следующих скважинах:

Таблица 2.4.7

Снижение пластового давления на 1.07.2004 г. на западной части залежи наблюдается в скв. № 9р, 1023, 3018, что, видимо, связано с недостаточным объемом закачки в нагнетательную скважину № 1025.

В северо-восточной части залежи снижение Рпл произошли в скв. № 10р. На скважину 10р закачка не оказывает влияния, так как она находится в третьем ряду от нагнетательной скважины № 103.

На поддержание пластового давления в скважинах № 1005 и 1006 должны оказывать влияние нагнетательные скважины № 1002, 1009, но в нагнетателную скв. № 1009 закачивается недостаточный объем технической воды.

В целом по месторождению недостаточный объем закачки наблюдается в нагнетательных скважинах 24, 101, 102, 103, 1008, 1009, 1025. Из них скв. № 1008 работает в циклическом режиме. В остальных скважинах № 24, 101, 102, 103, 1009, 1025 необходимо увеличить объем закачиваемых вод.

За I полугодие текущего года недобор добычи нефти по I объекту насчитывает 89.85 тыс. т. Одной из причин отставания отборов от проектных показателей является не соответствие количества добывающих скважин против проекта. По I объекту количество эксплуатационного фонда фактически меньше на 14 ед. от проектного, а фактический действующий фонд скважин меньше на 3 ед. от проекта.

Следующим фактором является:

- снижение пластового давления;

- низкий коэффициент компенсации отборов закачкой. За I полугодие дефицит закачки по 1 объекту составил 282,8 тыс.м³.

Одним из факторов не позволяющим достижения проектных уровней компенсации является отставание начала закачки от отборов (закачка начата через 1.5 года после ввода месторождения в разработку).

• Назад
• 1
• 2
• 3
• 4
• 5
• 6
• 789
• 10
• 11
• 12
• 13
• 14
• 15
• 16
• Далее