Разработка месторождения Кумколь

метки: Месторождение, Кумколь, Скважина, Объект, Горизонт, Жидкость, Добывать, Предел

Нефтяная промышленность является одной из ведущих и быстро развивающихся отраслей народного хозяйства Республики Казахстан.

Запасы нефти распределены на территории Республики Казахстан крайне неравномерно. В четырех западных областях находятся более 90% остаточных извлекаемых запасов нефти Республики. Это такие месторождения как Тенгиз, Карачаганак, Жанажол и Кенбай, а также все месторождения с запасами 100 млн. тонн.

Основные запасы газа сосредоточены в двух областях Республики: Западно-Казахстанской (Карачаганак) и Актюбинской (Жанажол).

По запасам конденсата ведущая роль (более 90% от всех запасов) принадлежит Западно-Казахстанской области (Карачаганак).

Республика Казахстан располагает значительными прогнозными ресурсами. Прогнозные извлекаемые ресурсы нефти Республики оцениваются в 7,8 млрд. тонн (суша), при этом 2\3 их сосредоточены в Западном Казахстане, а прогнозные ресурсы природного газа оцениваются в 7,1 трилл. м ³ , более 70% которых также сосредоточены в Западном Казахстане.

Большие перспективы нефтегазоносности связываются с недрами Казахстанского сектора Каспийского моря. Согласно последним оценкам, прогнозные ресурсы казахстанского сектора Каспийского шельфа составляют около 13 млрд. тонн условного топлива.

Месторождение Кумколь открыто Производственным геологическим объединением «Южказгеология» в 1984 году. Первый подсчет запасов нефти и газа выполнен по результатам бурения и опробования 41 поисковых и разведочных скважин по состоянию на 15.05.1987 года.

Институтом «КазНИПИнефть» в 1988 году составлена «Технологическая схема разработки нефтяного месторождения Кумколь».

Промышленная разработка месторождения ведется с мая 1990 года в соответствие с Технологической схемой разработки. В настоящее время на месторождении пробурено более 400 эксплуатационных скважин, охватывающих значительную, а по отдельным горизонтам практически всю продуктивную площадь. В декабре 1995 года Правительством Республики Казахстан Акционерному обществу «Кумколь-ЛУКойл» выдана лицензия (серия МГ №296 нефть) для доразведки и добычи углеводородного сырья на площади Контрактного Участка месторождения Кумколь.

С этого момента месторождение разрабатывается двумя недропользователями: АО «Харрикейн Кумколь Мунай» и ЗАО «Тургай Петролеум».

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Кумколь находится на юго-востоке Карагандинской области в Улытауском районе, земли которого переданы в долгосрочное пользование Кызылординской области.

Нефть и газ в Казахстане

... сосредоточены в западных областях республики (98%), при этом основная их часть сосредоточена на Карачаганакском и Жанажолском месторождениях. ... тонн/год. Также нефтепровод Кенкияк- Кумколь дает Казахстану возможность прокачки нефти с запада Казахстана на нефтеперерабатывающие заводы Павлодара ... заводов РК по переработке нефти до 17 млн. тонн в год; 2.Обеспечить полную потребность РК высококачественными ...

Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш (150км), Джусалы (210км), Карсакпай (180км).

Расстояние до областного центра Кзыл-Орда составляет 160 км.

На расстоянии 230 км к востоку от площади Кумколь проходит нефтепровод Омск — Павлодар — Шымкент, а в 20 км северо-востоку — ЛЭП Жусалы-Ленинск.

Географически месторождение расположено в южной части Тургайской низменности. Это степной район с абсолютными отметками рельефа 106-160 м над уровнем моря, без водных артерий и постоянных населенных пунктов.

Непосредственно территория месторождения Кумколь приурочено к поверхности обширной древней озерной котловины в виде неправильного овала вытянутой в субмеридиальном направлении. С северной и восточной сторон котловина обрамлена платообрамленными возвышенностями с пологими склонами с северо-запада и с запада плато спускается в котловину в виде крутого уступа.

В южной части, особенно в юго-западной части, развита серия песчаных массивов эолового генезиса, самый крупный из которых пески Арыскум, возвышающиеся над окружающей местностью на 10-15 м.

К югу от месторождения расположен песчаный массив Арыскум, сложенный грядово-бугристыми полузакрепленными песками, и почти полностью высохшее соленое озеро Арыс.

В 15 км к западу находится чинк высотой 70-90 м, отделяющий низменную часть равнины от плато с отметками рельефа 200-250 м. К северу от площади низменная равнинная степь полого вздымается до отметки рельефа 150-200 м, и на северо-востоке сочленяется с горной системой Улытау.

Абсолютная отметка самой возвышенной части 240,1 м. Минимальная абсолютная отметка дна котловины 75,1 м. С плато в долину спускается целый ряд сухих русел, самые крупные из которых (русло Аклит и Терескенеске) приурочены к северо-востоку и юго-восточному склонам. Наиболее пониженные участки котловины, как правило, заболочены, в них обнажается большое количество родников и колодцев с пресной водой.

Климат района резко континентальный с большими сезонными и суточными колебаниями температуры воздуха и малым количеством осадков. Максимальные летние температуры воздуха +37 °С, минимальные зимние -40 °С.

Годовое количество осадков до 150 мм, выпадающих в основном, зимне-весенний период. Характерны постоянные ветры юго-восточного направления, в зимнее время часто бураны метели.

Степь покрыта типичной для полупустынь ксерофильной растительностью, в осенне-зимний и весенний периоды изобилует сайгаками.

Обеспечение водой осуществляется из гидрогеологических скважин, дающих высокие дебиты воды из сенонтуронских отложений с минерализацией 0.7-0.9 г/л. Сенонтуронские отложения находятся на глубине 50-70 м. Вода не соответствует стандартам питьевой воды, из-за повышенного содержания фтора.

месторождение кумколь нефть скважина

1.2 История геолого-геофизической изученности и разработки месторождения

До начала 70-х годов перспективы Южно-Тургайской впадины связывались с отложениями верхнего палеозоя и основывались на данных гравиметрической, магнитной и геологической съемок масштабов 1:500000 и 1:200000 (1958-64 гг.).

По аналогии с Кустанайской седловиной и с Чу-Сарысуйской депрессией (Буш В.Л.Кирюхин Л.Г.-1972, Кирда Н.Г. и др.-1971).

Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

... пойменных частях рек до +64 м в пределах надпойменных террас. Главная река Обь протекает южнее Ватинского месторождения. Ширина ... Мегион. Рисунок 2.1.1. Обзорная схема района работ Сопутствующие полезные ископаемые. Месторождение керамзитовых глин находится в 15 км ... юрских отложений. За весь период разработки на месторождении отобрано 154,8 млн.т нефти, 534 млн.т жидкости. Текущая обводнённость ...

В 1963 г. ПГО «Актюбенефтегазгеология» пробурена параметрическая скважина 1 п-Карасок в северной части Жиланчинского НГР, вскрывшая неблагоприятный в отношении нефтегазоносности разрез.

После выполнения редкой сети региональных сейсмопрофилей КМПВ в Арыскумском и МОВ в Жиланчикском НГР и выявления триас-юрских грабен-синклиналей (1968-1972), к перспективному относится и разрез мезозоя. Эти представления отражены в решениях совещаний Мингео СССР по региональным работам на нефть и газ (1975).

В период 1973-1975 гг. в Жиланчикском НГР производится поисково-детальная сейсморазведка МОВ, которой выявлен ряд локальных структур. Структуры Сазамбай и Кулагак были приняты в фонд подготовленных к глубокому бурению. В период 1976-1981 гг. геологоразведочные работы на нефть и газ в пределах Южно-Тургайской впадины не выполнялись.

Продолжению геологоразведочных работ на нефть и газ предшествовала коллегия Мингео КазССР по решению которой и договору с Южно-Казахстанской НРЭ в АН КазССР выполнены тематические работы, завершившиеся в1981 г. оценкой потенциала углеводородов в отложениях палеозоя и частично мезозоя Южно-Тургайской и других впадинах.

В 1982 г. Южно-Казахстанской НРЭ по проекту, утвержденному ПГО Актюбнефтегазгеология», начато профильное, структурное бурение в Арыскумском НГР по ранее отработанным профилям КМПВ для изучения его геологического строения в региональном плане, с глубиной скважины до 2000 м.

В этом же году по заданию Мингео КазССР Южно-Казахстанская НРЭ, ПГО «Казгеофизика» и ИГН АН КазССР совместно разработала «Программу региональных геологоразведочных и научно-исследовательских работ на нефть и газ в Южно-Тургайской впадине».

В 1983 г. во исполнение указанной программы начата проходка скважины 1п-Арыскум, региональное сейсмопрофилирование МОГТ, пробурена скважина 2п-Арыскум и продолжено профильное структурное бурение в Арыскумском НГР.

В разрезе юрских отложений профильной структурной скважины 2с, а также параметрической 2п-Арыскум, в отложениях неокома скважины 15с были встречены проявления и признаки нефти.

В результате геологоразведочных работ 1984-85 гг. на месторождении Кумколь были выявлены залежи нефти в отложениях нижнего неокома, верхней и средней юры.

В 1985 г. Турланской ГФЭ к северу от собственно Кумкольского поднятия было выявлено поднятие, названное Северным Кумколем. В дальнейшем, бурением было установлено, что оно является северным периклинальным продолжением Кумколя.

В 1986 г. разведка центральной части была в основном завершена, и геологоразведочные работы проводились на северном участке месторождения.

В начале 1987 г. в результате переработки сейсмических материалов по усложненным программам в Казахстанской опытно-методической экспедиции было уточнено строение западного и восточного участков, непосредственно примыкающих к месторождению и являющихся продуктивными.

В 1987 г. с эксплуатационным бурением на месторождение выходит объединение «Мангышлакнефть», которое и будет осуществлять его разработку.

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика

Биостратиграфическое изучение и расчленение разреза выполнялось по материалам бурения поисковых и разведочных скважин, а в эксплуатационных скважинах стратиграфические границы проводились по каротажным реперам, установленным в процессе разведки. Поэтому большое количество эксплуатационных скважин могло лишь несколько уточнить представления о толщинах отдельных стратиграфических подразделений, не изменив схему расчленения разреза и описание его литологии, что позволяет в настоящей работе дать краткую литолого-стратиграфическую характеристику.

Литология и прогноз коллекторов в неогеновых отложениях Таманского полуострова

... Анастасиевско-Троицкого месторождения. Анализ условий формирования залежей нефти и газа. При составлении дипломного проекта использовались производственные фондовые материалы НТЦ Роснефть, ОАО Краснодарнефтегеофизка, Абинского Управления Геофизических работ. Работа ... оригинальная залежь нефти и газа. Попытки вскрыть подмайкопские отложения на Анастасиевском участке пока не увенчались успехом. ...

В разрезе месторождения Кумколь участвуют отложения мезозой-кайнозоя, залегающие на поверхности фундамента раннепротерозойского возраста.

Нижний протерозой PR1.

Образования складчатого фундамента вскрыты большинством разведочных скважин. Максимальная толщина 245 м, его верхняя часть (120) м сложена серо-зелеными массивными гидро-каолинитовыми глинами, постепенно переходящими в выветрелые гнейсы кварц-биотит-плагиоклазового состава.

Мезозой-кайнозой Мz-Кz.

В пределах месторождения Кумколь эти отложения расчленяются на два структурных этажа: юрский и мел-палеогеновый, разделенные региональным стратиграфическим несогласием.

Юрская система J.

Разрез юрских отложений представлен породами верхнего отдела, которые подразделяются на песчано-глинистые образования кумкольской свиты и преимущественно глинистые породы акшабулакской свиты.

Кумкольская свита расчленена на три подсвиты: нижнюю (J3km1), среднюю (J3km2), и верхнюю (J3km3).

Нижнекумкольская подсвита имеет распространение лишь во внутренних частях грабен-синклиналей, литологически представлена неравномерным переслаиванием песчаников, а реже алевролитов.

Среднекумколъская подсвита толщиной от 40 до 64 м. представлена песчано-алевролитовыми породами, с прослоями глинистых разностей.

Верхнекумколъская подсвита имеет толщину 40-70 м и сложена, в основном, алевролито-песчаными породами.

Акшабулакская свита (J3a), расчленяется на две подсвиты общей толщиной от 30 до 120 м. Нижняя подсвита сложена зеленовато-серыми породами и темно-серыми глинами и глинистыми алевролитами, а верхняя-пестроцветными глинами и глинистыми алевролитами с прослоями и линзами песчаных пород.

Меловая система К.

Меловые отложения расчленяются на нижний отдел,который представлен даульской свитой (неокомский надъярус), карачетауской свитой (верхний апт-нижний, средний альб), кызылкиинской свитой (верхний альб — сеноман), и верхний отдел, в который входят балапанская свита нижнего турона и нерасчленённые отложения верхнего турона — сенона.

Даульская свита расчленяется на нижнюю, содержащую арыскумский горизонт, и верхнюю, входящую в верхний неоком.

Верхняя часть нижнедаулъской подсвиты сложена глинистыми и карбонатными алевролитами и глинами толщиной 113-163 м и является региональным флюидопроводом.

Верхнедаулъская подсвита представлена в верхней части глинами, а в нижней и средней — переслаиванием пачек песчанных и глинистых красноцветных пород.

Отложения апт- альба залегают с размывом на даульской свите и объединены в карачетаускую свиту. Она представлена в верхней части глинами, а в нижней — сероцветной слабосцементированой песчаной толщей с прослоями гравелитов общей толщиной 253-350 м.

Кызылкиинская свита сложена пестроцветными глинистыми алевролитами и глинами с прослоями песков и песчаников толщиной 85-190 м Налапаиская свита трансгрессивно залегает на кызылкиинской и сложена зеленовато-серыми песками и глинами с тонкой горизонтальной слоистостью, толщина свиты колеблется в пределах 80-150 м.

Верхнетурон-сенонские отложения с размывом залегают на породах балапанской свиты и представлены переслаиванием пестроцветных песков и глин толщиной 120-240 м.

Палеогеновые отложения сложены темно-серыми глинами с растительным детритом и прослоями кварц-глауконитовых песков, толщина их состовляет 66 метров.

Неоген-четвертичные отложения, сложенные суглинками и супесями. имеют толщину, не превышающую десятка метров.

1.4 Тектоника

Месторождение Кумколь находится в пределах Арыскумского прогиба Южно-Тургайской впадины, являющейся северо-восточной частью Туранской плиты.

В пределах Арыскумского прогиба выделяется пять линейно-вытянутых грабен-синклиналей рифтового происхождения, разделенных между собой горстовыми поднятиями.

В структурном плане поднятие Кумколь расположено в южной наиболее погруженной части Сорбулакского горст-антиклинального выступа, разделяющего Акшабулакскую и Сарыланскую грабен-синклинали Арыскумского прогиба.

В районе Кумкольского поднятия в юрских отложениях по данным сейсморазведки прослеживаются две структурные поверхности. Первая из этих поверхностей совпадает с III ^a — отражающим горизонтом, приуроченным к кровле кумкольской свиты (на месторождении Кумколь эта кровля Ю-1 продуктивного горизонта).

Ко второй поверхности приурочен III₁ ^a — отражающий горизонт, который совпадает с кровлей среднекумкольской подсвиты верхней юры.

По кровле Ю-1 продуктивного горизонта размеры поднятия составляют 19.0 х 8.0 км ² по изогипсе — 1200 м, при амплитуде 120 м. Структура представляет собой вытянутую антиклиналь северо-западного простирания, ограниченная с востока тектоническим нарушением.

По данным эксплуатационного бурения восточное крыло антиклинали имеет более крутое погружение.

Структурные планы по III ^a и III₁ ^a отражающим горизонтам совпадают. Толщина кумкольской свиты (от поверхности фундамента до кровли Ю-1 горизонта) колеблется от 50 до 250 м.

Уменьшение толщины отложений кумкольской свиты происходит за счет примыкания к воздымающей поверхности фундамента нижних частей разреза.

Толщина отложений Акшабулакской свиты (глинистая часть разреза верхней юры) колеблется от первых десятков до 100 и более метров.

Однако утончение Акшабулакской свиты происходит сверху, в результате регионального размыва в преднеокомское время.

В разрезе нижненеокомских отложений четко прослеживается отражающий горизонт II ^{а r} , совпадающий с кровлей Арыскумского горизонта (продуктивный горизонт М-1).

По II ^{а r} — отражающему горизонту структура Кумколь представляет собой двухсводовую линейную антиклинальную складку субмеридионального простирания со смещением к югу свода.

Размеры структуры составляют 14.5 х 4.5 км ² по изогипсе -990 м, при амплитуде 40 м. Северный купол более пологий и имеет амплитуду 30 м.

По данным эксплуатационного бурения восточное крыло структуры (также как и по юрским горизонтам) имеет более крутое погружение. При сопоставлении структурных планов меловых и юрских горизонтов, видно заметное выхолаживание поверхностей меловых горизонтов.

1.5 Нефтегазоносность

1.5.1 Строение продуктивной толщи

Разрез месторождения Кумколь представлен отложениями мезозой-кайнозойского возраста, залегающими на выветрелой поверхности фундамента раннспротерозойского возраста. В меловых отложениях (даульская свита) _; выделяется арыскумский горизонт, содержащий два продуктивных горизонта (М-I и М-II).

В верхнеюрских отложениях (кумкольская свита) содержится три продуктивных горизонта (Ю-I, Ю-II и Ю-III), в средней юре — один продуктивный горизонт (Ю- IV).

Для выделения продуктивных горизонтов в разрезах эксплуатационных скважин и детальной пластовой корреляции в пределах каждого горизонт была использована схема расчленения продуктивной толщи, разработанная в процесс разведки и подсчета запасов в 1987 г.

По мере появления геолого-геофизического материала по эксплуатационным скважинам, продолжалось изучение характера распространения и слияния пластов-коллекторов и представлений о неоднородности продуктивного разреза по состоянию 01.01.2003 года. Параметры продуктивного пласта приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Параметры неоднородности продуктивного разреза

Горизонт	Коэффициент распространения	Коэффициент расчлененности	Коэффициент песчанистости
М-I	1.0	2.11	0.66
М-II	1.0	3.59	0.75
Ю-I	0.997	2.59	0.55
Ю-I	0 997	1.14	0.72
Ю-III	0.997	1.42	0.69
Ю-IV	0 943	3.52	0.48
Среднее по горизонту горизонту	0.97	2.11	0.66

Горизонты М-1 и М-II разделены между собой глинистой пачкой толщиной от 8 м до 20 м, а толщина глинистых разделов между горизонтами Ю-I, Ю-II и Ю-III колеблется от 2 до 19 м. Ю- IV горизонт отделяется от вышележащего Ю-III пачкой глин, толщина которой изменяется от 10 м на юго-западе до 40 м на юго-востоке, что связано с размывом средне-юрских отложений.

Горизонт М-I. Толщина горизонта изменяется от 11 м (скважины 138, 1041) до 25 м (скважины 340,1055).

Горизонт содержит два пласта коллектора, выдержанные по толщине. Первый пласт развит по всей площади и в ряде скважин представлен в виде пропластков, количество которых достигает четырех. Второй пласт распространен ограниченно, часто замещен непроницаемыми породами. Количество пропластков изменяется от 1 до 3. Высокий коэффициент слияния пластов и слабое развитие второго пласта позволяет рассматривать их как единый пластовый резервуар.

Коэффициент расчлененности в целом по горизонту равен 2.11 (таблица 1.1) Коэффициент песчанистости по горизонту в среднем равен 0.66.

Среднее значение эффективной толщины М-I горизонта — 9.66 м при минимальном 4.5 м (скважина 1011) и максимальном 17.6 м (скважина 1051).

Горизонт М-II. В настоящее время эксплуатационными скважинами разбурена почти вся площадь залежи М-II горизонта. Это дает полную достоверную информацию о строении и характеристике неоднородности горизонта.

Средняя толщина М-II горизонта составляет 49 м. Он содержит два пласта- коллектора. С первым пластом связана нефтяная залежь, поэтому изучение строения горизонта проводилось в объеме этого пласта. Пласт имеет повсеместное развитие и в его объеме выделяется до семи коллекторов. Второй пласт водонасыщенный, распространен повсеместно.

Горизонт характеризуется высокой песчанистостью, рассчитанной по большому количеству эксплуатационных скважин — 0.75, и коэффициент расчлененности в целом по горизонту равен 3.59 (таблица 1.1)

Эффективная максимальная толщина характерна для сводовой части структуры и достигает 65.8 м (скважина 140), а в среднем она составляет 37 м.

Горизонт Ю-I. Толщина горизонта в среднем составляет 16 м. В его пределах выделяются от 1 до 5 пластов-коллекторов, в некоторых скважинах их количество достигает 8 (скважина 1053).

Коэффициент распространения данного горизонта равен 1.0. С учетом данных по эксплутационным скважинам посчитанные коэффициенты песчанистости, равный 0.55, и расчлененности, равный 2.59 (таблица 1.1).

Среднее значение эффективной суммарной толщины равно 8 м при измене-ниях от 0.8 м (скважина 1) до 17.2 м (скважина 2089).

Горизонт Ю-II. Максимальная толщина горизонта достигает 26.6 м (скважина 2058).

В разрезе горизонта выделяется от 1 до 4 пластов коллекторов, отделенных друг от друга глинистыми разделами.

Горизонт распространен повсеместно, за исключением 8 скважин, где коллектор отсутствует. Коэффициент распространения коллекторов равен 0.98. Коэффициент расчлененности по горизонту составляет 1.14 (таблица 1.1).

Эффективные суммарные толщины горизонта изменяются от 0.5 м (скважина 412) до 18.6 м (скважина 1037), в среднем составляет 6.5 м.

Горизонт Ю-III. Общая толщина горизонта составляет в среднем 14 м. Количество пропластков в некоторых скважинах достигает 6.

Отмечается повсеместное распространение пластов-коллекторов и лишь в семи скважинах пласты замещены глинами. Коэффициент распространения данного горизонта равен 0.98 (таблица 1.1).

С учетом информации данных по эксплуатационным скважинам посчитанные коэффициенты песчанистости, равный 0.69, и расчлененности, равный 1.42 (таблица 1.1).

Эффективные суммарные толщины горизонта изменяются от 0.6 м (скважины 2062 и 2077) до 22.3 м (скважина 1037), в среднем составляя 8.5 м.

Горизонт Ю-IV. Толщина горизонта изменяется от 66 м (скважина4002) 50 полного размыва в юго-западной части структуры (скважины 17,19).

Количество пластов-коллекторов в некоторых скважинах достигает 12. Наиболее выдержанными являются два верхних пласта-коллектора. В скважинах 330,331,431,2078 и 3023 происходит полное замещение коллекторов непроницаемыми породами. Коэффициент распространения данного горизонта равен 0.94 (таблица 1.1).

Горизонт также характеризуется наибольшей расчлененностью и наименьшей песчанистостью. Коэффициенты песчанистости составляет 0.48, и расчлененности равен 3.52 (таблица 1.1).

Эффективные толщины изменяются от 0.8 (скважины 339 и 2138) до 23.3 м. (скважина 4002).

При этом эффективная средняя толщина составляет 9.7 м.

1.5.2 Строение залежей нефти и газа

Залежи меловых горизонтов расположены в интервале глубин 1065 м -1120 м, а юрские 1190 м — 1370 м. Таким образом, на месторождении выделяются два этажа продуктивности.

В меловом комплексе установлены нефтяные пластово-сводовые залежи, а в юрских отложениях все залежи нефтегазовые пластовые сводовые и большинство тектонически-экранированные.

Горизонт М-I. Продуктивность горизонта при подсчёте запасов была доказана в девяти скважинах и обоснование положения ВНК приведено в таблице 1.2. Его колебание наблюдается в пределах абсолютных отметок- 981 м- 992 м (на юге -981 м, на западе -982 м, на севере -992 м и на востоке -980 м).

Площадь нефтеносности составляет 47990 тыс.м ² , при этом чисто нефтяная зона составляет 25% всей площади. Максимальная высота залежи 48.7 м.

Горизонт М-II. Горизонт М-II содержит нефтяную залежь. Продуктивность горизонта в зоне ВПК подтверждается опробованием шести скважин (таблица 1.2).

ВНК установлен достоверно, колебание его происходит в пределах абсолютных отметок -991 м -999 м. Самое низкое положение ВНК Установлено в северной части залежи. В скважине 23 при испытании получена нефть до отметки -995.4 м, а с отметки -999 м получена вода (таблица 1.2) высокое положение ВНК установлено на юго-западе. По данным ГИС в скважине 131 водонефтяной контакт был принят на отметке -992.3 м, что подтверждается получением нефти при опробовании до отметки -991.9 м.

Максимальная высота залежи 26 м, а площадь нефтеносности составляет 8942 тыс.м ² .

Горизонт Ю-I. С горизонтом связана нефтегазовая залежь, имеющая наибольшую площадь нефтеносности, в которой достоверно установлены газонефтяной и нефтеводяной контакты.

Газовая залежь вскрыта 76 скважинами. ГНК принят по кровле пласта в скважине 9, при опробовании которого, получен приток нефти на отметке -1111.5м.

Положение ВНК по залежи, колеблется в пределах абсолютных отметок -1194 м -1201 м. По результатам опробования и данных ГИС на севере зафиксирована максимально низкая отметка ВНК -1201.1 м (скважина 30).

Самое высокое положение ВНК установлено на юге (скважины 2005, 2029, 15).

По небольшим залежам в районах скважин Зс и 34 водонефтяные контакты не изменялись и принимаются на абсолютных отметках -117& ^: м и 1163 м соответственно.

С учетом принятых ГНК и ВНК высоты газовой и нефтяной частей залежи равны соответственно 44 м и 90 м при площадях газоносности 9714 тыс.м ² и нефтеносности 104561 тыс.м ² .

Горизонт Ю-II. В таблице 5.2 приведены данные по скважинам, которые подтверждают принятые значения ГНК и ВНК по нефтегазовой залежи, приуроченной к этому горизонту. ВНК находится в пределах абсолютных отметок -1192.0 м -1203.0 м. Более высокое положение установлено на юге (скважины 2009 и 2046), а на севере он прослеживается на более низкой отметке (скважина 1с), что подтверждается исследованиями по ГИС. Площадь нефтеносности залежи составляет 62069 тыс.м ² , а максимальная высота 92 м.

Газонефтяной контакт принят на абсолютной отметки — 1111.5 м. За счет уточнения морфологии структуры по эксплуатационным скважинам произошло увеличение площади газоносности. Высота газовой части залежи равна 24.2 м.

Горизонт Ю-III. Горизонт содержит нефтяную залежь с газовой шапкой. По данным поисково-разведочного бурения подтвердить наличие газовой шапки не удалось в связи с её небольшими размерами. По результатам бурения эксплуатационных скважин в сводовой части горизонта была выявлена газовая шапка выше абсолютных отметок — 1111.5 м., высота газовой части залежи при этом составляет 10 м., а площадь газоносности 673 тыс. м ² .

Положение ВНК фиксируется в пределах абсолютных отметок — 1189.0 м — 1201.0 м. Наиболее низкие отметки получения нефти установлены в скважинах 20 (1197.9 м) и 304 (1194.7 м).

Кровля водоносных пластов в этих скважинах соответствует отметкам 1199.7 м., и 1200.7 м. С учетом ВНК максимальная высота залежи равна 90 м. Площадь нефтеносности составляет 38348 тыс.м ² .

Горизонт Ю-IV. Положение контакта газ-нефть по газонефтяной залежи Ю-IV горизонта осталось на абсолютной отметке 1179,0 м. Эта отметка соответствует кровле пласта давшего нефть в скважинах 8 и 403 и подошве пласта, из которого получен газ в скважине 9.

Водонефтяной контакт колеблется в абсолютных отметках 1185.1 м и 1199.0 м. Значительное колебание ВНК связано с высокой неоднородностью Ю-IV горизонта.

С учетом принятых ГНК и ВНК высота газовой части залежи равна 37 м, нефтяной 20 м, а площади газоносности и нефтеносности составляют соответственно 4369 и 8593 тыс. м ² .

1.6 Гидрогеологическая характеристика

На месторождении Кумколь выделены водоносные комплексы протерозойских, юрских, меловых, палеогеновых, неогеновых и четвертичных отложений.

Водоносный горизонт среднеюрских отложений изучен в скважинах 2, 8, 12 и 16. Воды напорные, притоки из интервалов перфорации высокодебитные, так в скважине 16 из интервала 1350-1355 м получен приток воды дебитом 472 м ³ /сутк. при Нср.дин.=685 м.

Превышение пластового давления над гидростатическим для горизонта Ю-IV в среднем составляет 1.11 Мпа/10 м. Наблюдается незначительное уменьшение величины приведенного давления в районе скважин 8, 9 и 24. Горизонт Ю-IV находится в зоне затрудненного водообмена с элизионным режимом питания. Геометрический градиент равен 4 °С/100 м при температуре пласта от 32°С до 58°С.

Водоносный комплекс верхнеюрских отложений представлен тремя водоносными горизонтами: Ю-I, Ю-II и Ю-III. Гидродинамическая характеристика этих горизонтов идентична с характеристикой горизонта Ю-IV. Воды горизонтов Ю-I, Ю-II и Ю-III напорные. Интервалы опробования высокодебитные с быстро восстанавливающимися динамическими уровнями. Так, при опробовании скважины 13 из интервала 1320-1323 м получен приток воды дебитом 39 м /сутк. при Нср.дин. = 940.5 м. Геометрический градиент равен 4.8°С/100 м.

Апт-альбский водоносный комплекс отделен от неокомских горизонтов регионально развитой глинистой толщей верхнего неокома. Воды этого комплекса изучены в скважине 2п Арыскум. Здесь получена соленая вода с минерализацией 35 г/л. по классификации В.А. Сулина воды хлоркальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Режим питания вод — инфильтрационный. Воды горячие, апт-альбского водоносного комплекса, водообильные и могут быть использованы для технических целей.

Водоносный комплекс верхне-альб-сеноманских отложений распространен повсеместно. В скважине 243 был получен приток воды дебитом 24.4 л/с при Нср.дин.=9.15 м. Режим питания вод инфильтрационный. Пластовая температура + 25 °С.

Нижне-туронский водоносный комплекс развит повсеместно. Режим питания вод — инфильтрационный. Воды напорные.

Водоносные отложения палеогеновых, неогеновых и четвертичных отложений невыдержанны по площади. В связи с засушливостью климата воды характеризуются различной минерализацией: от солоноватых до очень соленных и пестротой состава от гидрокорбонатно-хлоридно-натриевого до сульфатно-хлоридно-натриевого.

Пластовые воды месторождения представляют собой рассолы хлоркальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы по классификации В.А. Сулина.

По классификации А.М. Овчинникова — это воды нефтяных и газовых месторождений типа восстановительной обстановки.

Минерализация вод для юрских водоносных горизонтов изменяется от 84 до 66.4 г/л, а для меловых от 55.7 до 49.7 г/л. Воды кислые. Коэффициент Шиллера — от 0.247 до 0.169. бром в водах содержится в значительных — 105 до200мг/л.

Коэффициент Са ²⁺ /Sr ²⁺ снижается от 66 до 7.2. воды бес сульфатные. Абсолютная величина содержания сульфатов варьирует от 15 до 0.3 мг/л. Воды жесткие, горячие. Газосодержание пластовой воды составило 1.33 м³ \ м³ Состав растворенного газа — метановый. Метана в водах содержится до 95.82% отношении.

Пластовые воды месторождения имеют низкое содержание йода (1-5мг/л), среднее содержание стронция составляет 165 мг/л, фтора до 9.1 мг/л.

Для закачки в пласт можно использовать воды апт-альбского водоносного комплекса.

Воды турон-сенонского комплекса после предварительной обработки можно использовать для питья.

Невысокая температура (54 °С) выходящей на устье скважин пластовой воды не позволяет использовать её в качестве теплоносителя.

2. Технико-технологическая часть

2.1 Анализ текущего состояния разработки. Анализ структуры фонда скважин

На 01.11.2004 г. на месторождении в промышленной разработке находилось четыре объекта: I (горизонты М-I+М-II), II (горизонты Ю-I+| Ю-II), III (горизонт Ю-III), IV (горизонт Ю-IV).

Характеристика распределения фонда скважин Контрактной территории по категориям на дату анализа разработки в целом по месторождению и пообъектам представлена в таблице 2.1.

Таблица 2.1ю Характеристика фонда скважин

Характеристика фонда скважин	Всего по месторождению	I объект	II объект	III объект	IV объект
Эксплуатационный добывающий фонд Действующий: в т.ч. фонтанные ШГН Винтовые Бездействующие В освоении	178 169 101 2 66 — 9	50 45 3 — 42 — 5	83 79 68 — 11 — 4	43 43 28 2 13 — —	2 2 2 _ — — —
Нагнетательный фонд Действующие Бездействующие В освоении	34 33 — 1 1	4 4 — —	18 18 — —	12 11 — 1	— — — —
Водозаборный фонд Действующие в простое Технический водозабор	10 5 3 2	10 5 3 2	— — — —	— — — —	— — — —
Наблюдательный фонд	4	3	1	—	—
Наблюдательный фонд ТВЗ	1	1	—	—	—
Разведочные скважины	10	2	8	—	—
Ликвидированные скважины	—	—	—	—	—
ВСЕГО	237	70	ПО	55	2

На дату анализа, на территории месторождения Кумколь пробурено всего 237 скважин; из них: в эксплуатационном добывающем фонде находятся 178 скважин, в нагнетательном фонде — 34 скважины, в наблюдательном — 4 скважины (4р, 1041, 1043, 2194), 10 водозаборных скважин, в наблюдательном техническом водозаборном фонде — 1 скважина (4ВЗ), в консервации — 10 скважин.

В эксплуатационном фонде добывающих скважин числятся 178 скважин, из них в действующем добывающем фонде — 169 скважин, в освоении и обустройстве — 9 скважин.

Нагнетательный фонд на дату анализа составляет 34 скважины. Эксплутационный нагнетательный фонд 33 скважины, 1 скважина в освоении (№3200).

По объектам разработки распределение фонда скважин по состоянию на 1.11.04 г. следующее:

— На I объекте разработки 50 скважин находятся в эксплуатационном добывающем фонде, из них 8 действующие фонтанным способом эксплуатации, в 42 скважинах спущены винтовые насосы. Скважина №3034переведена из бездействующего фонда с III объекта разработки. Скважины №№ 1036, 1040, 1044, 1047, 1054 переведены с фонтанного способа на винтовой способ добычи. Скважина №1051 переведена из действующего фонда в нагнетательный. Из наблюдательного фонда переведены 2 скважины: скважина №1037 — в нагнетательный фонд, №2113 — на винтовой способ эксплуатации. Коэффициент использования добывающего фонда (К _исп ) за 2001 год колебался от 96% — 100% (Авторский надзор за 2001 г.), за анализируемый период изменялся от 79.5% — 100%. Коэффициент эксплуатации (К_экпл ) добывающих скважин за 2001 г. колебался от 58% — 96%, причем на текущий год составил 80% — 93%.

На II объекте разработки в добывающем фонде находится 83 скважин, из которых 72 скважин действуют фонтанным способом эксплуатации, в 11скважинах спущены винтовые насосы, в нагнетательном фонде 18действующих скважин. За анализируемый период 1.01.02-1.11.02 г. на объекте ввели в эксплуатацию 20 новых добывающих скважин №№ 2184, 2188, 2206,2207, 2208, 2209, 2212, 2214, 2215, 2226, 2224, 2216, 2190, 2227, 2220, 2179д,2191д, 2231, 1076, 2232. Скважина №2194 переведена из действующего фонда в наблюдательный.

Скважины № 168, 2163, 2201, 2103, 2129 переведены из действующего фонда в нагнетательный. Скважины №21722127, 2116, 2174, 3095, переведены из фонтанного способа эксплуатации на винтовой. К _исп фонда в течение 2002 года изменялся незначительно от 98% до 100%, за 2003 год он составил от 95-100%. К_экспл добывающих скважин изменялся от 68% до 93%, на дату анализа он составил 79%-93%.

На III объекте разработки 43 добывающих скважин (28 скважин эксплуатируются фонтанным способом эксплуатации, в 13 скважинах спущены винтовые насосы и 2 ШГН), нагнетательный фонд составил 12скважин. За анализируемый период 1.01.03-1.11.03| г. на объекте ввели в эксплуатацию 4 новые добывающие скважины №№ 2197 (временно в отработке на нефть), 3178д, 3201, 3064. Две переведены с IV объекта №№ 413,415. К _исп добывающих скважин изменяется от 95% до 100%. Коэффициент эксплуатации (К_экпл ) добывающих скважин колебался в пределах от 78% до 94%.

На IV объекте разработки 2 действующие добывающие скважины№№412, 4002 (фонтанный способ эксплуатации).

Высокая накопленная компенсация отбора закачкой обусловили нецелесообразность закачки воды ис мая 2003 года она прекращена. К _исп фонда на 1.11.02 г. составил 100%.К_экспл добывающих скважин изменялся в пределах от 89% до 100%, и на1.11.03 составил 98%.

2.2 Анализ технологических показателей разработки

Динамика за десять месяцев 2003 года в целом по месторождению и по объектам приведена в таблице 2.2.

С начала 2004 года из скважин было добыто 1736.033 тыс. тонн нефти и 1947.813 тыс. тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на 01.11.2003 г. достигла 7701.52 тыс. тонн, что составляет 16.35% от начальных извлекаемых. В продуктивные пласты в 2003 году закачано 1468.85 тыс. м ³ воды, накопленная закачка составила — 8143.72 тыс.м³ . Средняя приемистость нагнетательных скважин находится на уровне-175.91 м³ /сут. Текущая компенсация отборов закачкой — 52.28%. Среднесуточный дебит действующих скважин по нефти за десять месяцев составил 43.19 т/сут, пожидкости — 48.5 т/сут. Среднегодовая обводненность добытой продукции10.87%. [2]

I объект разработки (горизонты М-I+М-II).

Динамика показателей разработки I объекта за десять месяцев 2004 года приведена в таблице 2.2. На дату анализа скважинами I объекта добыто 679.907 тыс. тонн нефти и 827.008 тыс. тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 2008,299 тыс. тонн, что составляет 14.32% от начальных извлекаемых запасов нефти I объекта. Среднесуточный дебит добывающих скважин по нефти составил 69.14 т/сут, по жидкости 84.1 т/сут. Текущая компенсация составила 16.44%.

Средняя обводненность продукции на 01.11.2003 года составила 17.79%. В соответствии с решением ЦКР от 12 сентября 2003 г. в феврале 2004 года на I объекте разработки внедрено приконтурное заводнение, начиная с южной территории и постепенным вводом нагнетательных скважин по мере разбуривания северной территории.

II объект разработки (горизонты Ю-I+Ю-II).

Динамика показателей разработки II объекта приведена в таблице 2.2. За анализируемый период скважинам II объекта добыто 667.755 тыс. тонн нефти и 694.691 тыс. тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 3086.542 тыс. тонн, что составляет 12.71% от начальных извлекаемых запасов нефти II объекта.

Средний дебит скважин по нефти составил 34.50 т/сут; по жидкости 35.89 т/сут.

На 1.11.2004 год текущая компенсация отборов достигла 62.43% при закачке воды в объеме 720.111 тыс. м ³ . Накопленная закачка воды — 3882.359 тыс. м³ .

Таблица 2.2. Показатели разработки месторождения Кумколь на 01.11.04г.

Показатели	I Объект	II Объект	III Объект	IV Объект	Всего
добыча нефти, тыс.т	679,91	667.76	380.57	7.81	1 736.03
в т. ч из новых скважин	1:82	12.95	92.67	0	119.35
ШГН. тыс.т	0.03	0,52	14.93	0	12.5
ВШН, тыс.т	62К63	4,16	4,50	0	6303
Накопленная добыча нефти, тыс.т	2008.30	3086.54	2541.42	65.26	7701.52
добыча жидкости.тыс.т	827,01	694,69	414.97	11.14	1947.81
; в т.ч из новых скважин	1.82	13,91	0.00	0	122
ШГН. тыс.т	0.03	0.55	12.98	0	13.56
ВШН. тыс.т	764.41	8,77	10,55	0	7^3.7
Накопленная добыча жидкости, тыс.т	2264,99	3154,93	2628,13	82.70	8130.75
Ввод новых добывающих скважин, ед.	12	18	6	0	36
Ввод новых нагнетательных скважин, ед.	2	6	0	0	Ч 8
Среднесуточный дебит новых скважин, т/сут	* 19.73	34.34	0	0	‘ 64.79
Время работы новых скважин, сут.	92.00	377,0	0	0	1842
Эксплуатационный фонд добывающих скважин.	50	83	43	2	178
Скважины в» освоении, ед.	5	4	0	0	9
действующий фонд:	45	79	43	2	169
вт.ч. ШГН. ед.	0	0	2	0	,*2
ВШН. ед.	42	10	13	0	65
Бездействующий фонд. ед.	0	0	0	0	0
Выбытие добывающих скважин, ед.	1	6	0	0	*1
Фонд нагнетательных скважин:, ед.	4	18	12	0	; 34
Скважины в освоении, ед.	0	0	1	0	[
действующий фонд. ед.	4	18	11	0	‘*> Л
Бездействующий фонд. ед.	0 *	0	0	0	0
; Выбытие нагнетательных скважин, ед.	0	0	0	2	42
Отработанное время добывающих скважин:	9836	19358	10410	596	40200
1т.ч. ШГН. сут	37	240	597	0	874
ВШН, сут	8570	444	518	0	9532
©1работанное время нагнетательных скважин, сут	700	4519	3492	6	8717
€|редний дебит действующих скважин по нефти.	69.14	34.50	36.56	13.10	43.19
Ср. дебит действующих скважин по жидкости	84.10	35,89	39,87	18.69	48.5
Средний дебит ШГН по нефти, т/сут	0.86	2,18	19.98	0	14.28
Средний дебит ШГН по жидкости, т/сут	0.89	2,28	21.74	0	15.52
Средний дебит ВШН по нефти, т/сут	72.54	9.36	8.68	0	66.12
Средний дебит ВШН по жидкости, т/сут	89.20	19,76	20.37	0	82.22
Средняя приемистость нагнетательных скважин.	352.31	170.60	151.88	68.33	175.91
Обводненность. %	17.79	3,88	8.29	29.95	10.87
Закачка воды тыс.м 3	213,9	720.11	534.47	0.41	1468.85
«Копленная закачка воды тыс,.м 3	651.68	3882.36	3490.17	119.51	8143.72

III объект (горизонт Ю-III)

Динамика показателей разработки III объекта приведена в таблице 2.2. Добыча нефти за анализируемый период составила 380.566 тыс. тонн и 414.972 тыс. тонн — добыча жидкости, добыто газа за 39.212 млн. м ³ . Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 2541.421 тыс. тонн, что составляет 29.49% от начальных извлекаемых запасов нефти III объекта. Средний дебит скважин по нефти составляет 36.56 т/сут, а по жидкости равно 39.87 т/сут.

За десять месяцев 2003 года закачано в пласт 534.474 тыс. м ³ воды, при текущей компенсации отборов — 77.97%. Накопленная закачка воды составила 3490.173 м³ . Средняя обводненность продукции — 8.29%.

IV объект (горизонт Ю-IV)

За анализируемый период добыча нефти составила 7.805 тыс. тонн, добыча жидкости — 11.142 тыс. тонн. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 65.258 тыс. тонн, что составляет 37.5% от начальных извлекаемых запасов нефти IV объекта. Средний дебит скважин по нефти составляет 13.10 т/сут, а по жидкости -18.69 т/сут.

За десять месяцев 2004 года закачано в пласт 0.41 тыс. м ³ воды, при текущей компенсации отборов — 2.47%. Накопленная закачка воды составила 119.513 тыс. м³ , при накопленной компенсации 93.23%. Средняя обводненность продукции — 29.95%.

Стадия разработки и высокая накопленная компенсация отбора закачкой обусловили нецелесообразность закачки воды.

2.3 Обоснование технологических показателей

Уточнение основных технологических показателей разработки на 2004 год проводилось по следующим позитивным факторам:

II объект эксплуатации:

• увеличением объемов закачки воды для достижения 100% компенсации,

стабилизацией и ростом пластового давления,

изменением физико-химических свойств флюида,

переводом скважин на механизированный способ эксплуатации

• (ВШНУ),

вводом новых скважин на II объекте,

вовлечением невыработанных (остаточных) запасов нефти.

Из расчетов видно, что годовая добыча по месторождению в 2004 г. составила 2804.5 тыс. тонн.

Основные предпосылки роста добычи следующие.

Совместная эксплуатация Ю-I+Ю-II горизонтов обусловлена геолого-физическими характеристиками пластов и физико-химическими свойствами — насыщающего их флюида. Подъем ВНК горизонтов свидетельствует об активности законтурной воды и об удовлетворительной сообщаемости залежи с законтурной областью. Разница между уточненным давлением насыщения (2.5 МПа) и пластовым давлением составляет на текущий момент 6-1-10.4 МПа, которая в дальнейшем будет увеличиваться при поддержании пластового давления.

Изменения в планах бурения новых скважин, ускоренное разбуривание проектного фонда, и промышленное внедрение винтовых насосов. Ввод новых скважин в 2004 г. -33 единиц (27 добывающих и 6 нагнетательных), из них 3 добывающие скважины — разведочные. В 2004 г. переведено 40 фонтанных скважин и периодической эксплуатации на механизированный способ эксплуатации со спуском винтового насоса.

Вовлечение в разработку недренируемых запасов на II и III объектах осуществляется бурением на участках скважин-дублеров. В 2004 г. проведены опытно-промышленные работы по выработке остаточных запасов — дострелы в вышележащие горизонты, мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов.

2.4 Механизированный способ эксплуатации

Механизированный способ эксплуатации на месторождении Кумколь осуществляется поршневыми и винтовыми насосами.

В основе анализа скважин механизированного фонда лежит оценка текущих параметров, характеризующих состояние скважины и работу скважинного оборудования. Для анализа работы механизированных скважин проведена обработка промысловых данных по состоянию на 01.11.2004 года (технологического режима, данных о состоянии эксплуатационного фонда скважин и др.).

Глубинно-насосные установки (ШСНУ)

Установками ШСНУ эксплуатируются 2 скважины: на III объекте (3102 и 3067).

Средний дебит скважин оборудованных ШСНУ составляет 21.7 м ³ /сут с интервалом от 10 до 30 м³ /сут., обводнённость — 11.6% с интервалом от 0 до 30%, при этом скважина 3067 периодически фонтанирует через насос, а безводная скважина 3102 фонтанирует (коэффициент подачи з = 2.57) с забойным давлением от 8 до 5 МПа, дебитом жидкости 45 м³ /сут. Для регулирования работы скважины установлен штуцер диаметром 6 мм.

Полуфонтанный режим работы скважин, оборудованных глубинными насосами, может быть обусловлен как энергией пластового газа, так и работой насоса, когда он, снижая уровень, увеличивая депрессию на пласт, вызывает приток флюида в скважину.

На дату анализа насосная установка в скважине 3067 работает с незначительными утечками (коэффициент подачи з = 0.57).

По данным динамографических исследований за 20.06.2004 года в скважине 3067 отмечается нормальная работа насоса. Для компенсации незначительных утечек (как временная мера) увеличить число качаний или длину хода, провести ОГН или ОГВ с контролем дебита и обводнённости.

Скважины оборудованы насосами диаметром 44 мм трубного (3102, 3067).

Согласно проекта, в скважинах III объекта насосы должны спускаться на глубину до 1100 м. В скважинах 3102 и 3067 глубина спуска насоса не соответствует ППР, и скважины периодически работают с влиянием газа и парафина.

Анализ динамографических исследований скважины 3067 показывает, что при низких значениях динамического уровня работа насоса осложнена влиянием газа и парафина. Проведение обработок горячей нефтью способствуют снижению влияния газа и парафина и некоторому увеличению межремонтного периода их работы.

В дальнейшем в скважине 3067 необходимо увеличить глубину спуска насоса до 1100 м и по результатам динамографических исследований оптимизировать. Во всех скважинах проводить регулярные обработки горячей нефтью, при выходе скважины 3102 на режим с пониженным дебитом её можно оборудовать винтовым насосом.

Установки ВШНУ

По состоянию на 01.11.2004 г. ВШНУ оборудовано 66 скважин, из них на I объекте 42, на II объекте — 11 скважин и на III объекте — 13 скважин.

I объект

Скважины первого объекта работают с забойным давлением от 4.5 до 10.1 МПа, со средним дебитом 101.4 м ³ /сут. и обводнённостью 15.6%. С дебитом от 60 до 100 м³ /сут (Qжср = 82.8 м³ /сут.) работает 14 скважин (50%), с дебитом более 100 м³ /сут (Q_жср =127.3 м³ /сут.) работает 13 скважин (46.4%) и 1 скважина работает с дебитом 25 м³ /сут. С обводнённостью до 30% работают 22 скважины (78.5%), из них 9 скважин (41%) безводные, с обводнённостью более 50 % работают 3 скважины (10.7 %).

II и III объект

Скважины второго объекта работают с забойным давлением выше 8 МПа, со средним дебитом 130.4 м ³ /сут. и обводнённостью 15.6%. С дебитом от 60 до 100 м³ /сут. по II и III объекту (Q_жср ⁼ 82.8 м³ /сут.) работает 17 скважин (20%), с дебитом более 100 м³ /сут. (Q_жср = 127.3 м³ /сут.) работает 32 скважины (80%).

По скважинам по II и III объектов, обоснованная в проекте предельная обводненость фонтанирования (60-80%), что подтверждается фонтанированием 8 скважин с обводненостью от 60 до 70%.

Установки ВШНУ работают со средней эффективностью (КПД = 81%), скважины 1060 и 2112 фонтанируют (КПД > 100%).

С уточнением давления насыщения скважины II объекта имеют большой запас по депрессии от 2.5 до 8.1 МПа.

За анализируемый период 5 скважин II объекта (21р, 2147, 2152, 2156, 2158) и две скважины III объекта (3037, 3075) находились в длительном простое по причине низкого межремонтного периода (до одного месяца).

Низкий МРП этих скважин объясняется: влиянием парафина, отложения которого снижают эффективность работы динамического якоря, высокой обводнённостью продукции и эксплуатацией скважин в верхней половине интервала скоростей насоса, при которых сразу после пуска увеличивается депрессия на пласт (динамический уровень в скважинах от 172 до 490 м), способствующая интенсивному выносу, песка из пласта. На дату анализа эти скважины числятся в действующем фонде (работают периодически до 3 суток в месяц).

Для вывода этих скважин на постоянный режим работы необходимо, чтобы привод ВШНУ позволял работать на минимальных оборотах ротора (до 100 об/мин) или перевести скважину на эксплуатацию ШСНУ. Применяемые на промысле шкивы создают скорости от 257 об/мин (минимальная производительность насоса 79 м ³ /сут), и выше, т.е. работает в верхней половине интервала скоростей насоса, что неблагоприятно сказывается на работе ВШНУ. При проведении ПРС (при выводе на постоянный режим) на обводнённых скважинах 2152, 2156, 2158, 2164 необходимо провести работы по изоляции водопритоков.

За анализируемый период на 52 скважинах было проведено 49 подземных и 3 капитальных ремонта при переводе скважин 1044, 1054, 1055 на ВШНУ, связанных с повышением продуктивности пласта (скважина 1044); отключением отдельных обводнённых интервалов (скважина 1054) и устранение постороннего предмета (скважина 1055).

В таблице 2.3 приведены причины и количество подземных ремонтов по объектам.

Таблица 2.3. Причины и количество подземных ремонтов по объектам

Причина ремонта	I объект	II объект	III объект	Всего
1. отворот НКТ	9	1	—	10
2. Слом резьбы НКТ, ротора	3	1	1	5
3. Негерметичность НКТ	3	2	—	5
4. Отворот штанг	4	—	—	4
5. Смена насоса	4	4	2	10
6. Ремонт из-за падения напряжения увеличения силы тока	6	—	—	6
7. Перевод с фонтана на ВШНУ	2	3	10	15
8. Перевод с ВШНУ на фонтан	—	1	1	2
9. Перевод с ВШНУ под нагнетание	1	1	—	2
Итого	32	13	14	59

Анализ работы ВШНУ показывает, что основными причинами отказа в работе винтовых насосов и сокращения межремонтного периода работы скважин (МРП) являются: содержание мехпримеси в…