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
| № пп | Наименование | Количество скважин | ||||||||||
| ОАО «ХКМ» | АО «Тургай-Петролеум» | Bсerо по м/р | ||||||||||
| Всего | Объекты | Bсеrо | Объекты | |||||||||
| I | II | III | IV | I | II | III | IV | |||||
| Эксплутационный фонд: | ||||||||||||
| Фонтанный | ||||||||||||
| Винтовой насос | ||||||||||||
| ЭЦН | ||||||||||||
| ШГН | - | - | ||||||||||
| 1.1 | Действующий фонд | |||||||||||
| Фонтанный | ||||||||||||
| ШГН | - | - | - | |||||||||
| -в работе: | ||||||||||||
| Фонтанный | ||||||||||||
| ШГН | - | - | - | |||||||||
| -в простое: | - | - | - | |||||||||
| Фонтанный | - | - | - | - | ||||||||
| ШГН | - | - | - | - | - | - | ||||||
| 1.2 | Бездействующий | - | - | |||||||||
| Фонтанный | - | - | ||||||||||
| ШГН | - | - | - | - | - | |||||||
| 1.3 | В освоении и обустр-ве | - | - | - | - | - | - | |||||
| 1.4 | Временная консервация | - | - | - | - | - | - | - | ||||
| II | Газовые скв. | - | - | - | - | - | - | - | - | |||
| Ш | Наблюдательные | - | - | - | - | - | ||||||
| IV | Водозаборные скв.для ППД. | - | - | - | - | - | - | |||||
| V | Разведочные СКВ. | - | - | - | - |
Продолжение таблицы 2.4.1
| № пп | Наименование | Количество скважин | ||||||||||
| ОАО «ХКМ» | АО «Тургай-Петролеум» | Bсerо по м/р | ||||||||||
| Всего | Объекты | Bсеrо | Объекты | |||||||||
| I | II | III | IV | I | II | III | IV | |||||
| VI | Ликвидированн ые | - | - | - | - | - | - | - | ||||
| Всего по добывающим скважинам | ||||||||||||
| 2. | Нагнетательный фонд | |||||||||||
| 2.1 | Действующий фонд | |||||||||||
| -в работе | ||||||||||||
| -в простое | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |
| 2.2 | В бездействии | - | - | - | - | - | - | |||||
| 2.3 | В освоении и обустр-ве | - | - | - | ||||||||
| Всего по месторождению |
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 мз/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.
| Показатели | Объекты | Всего по м/р | |||
| I | II | III | IV | ||
| Добыча нефти тыс.т | 655,58 | 839,85 | 224,20 | 58,65 | 1788,31 |
| Добыча воды тыс.т | 189,65 | 61,01 | 21,11 | 0,41 | 272,18 |
| Добыча жидкости тыс.т | 855,23 | 900,86 | 245,32 | 59,06 | 2060,49 |
| Обводненность % | 22,2 | 6,8 | 8,6 | 0,7 | 13,2 |
| Добыча газа тыс.м3 | 6655,9 | 25132,6 | 138648,5 | ||
| Ср.упл дебит нефти т/сут | 44,4 | 26,3 | 20,3 | 21,14 | 29,5 |
| Ср.упл дебит жид-ти т/сут | 57,1 | 28,2 | 22,3 | 21,5 | 33,9 |
| Время эксплуат.доб.скв сут | |||||
| коа-во экспА.нефт скв. ед. | |||||
| Кол-во добыв, нефт скв ед. | |||||
| Темп отбора от извл.зап. % | 5,4 | 5,2 | 2,8 | 12,7 | 4,8 |
| Степень выраб.запасов % | 32,7 | 22,4 | 18,8 | 27,8 | 25,5 |
| Коэф.нефтеотдачи доли ед | 18,5 | 13,6 | 8,3 | 14,8 | |
| Накопл добыча нефти тыс.т | 5682,5 | 4420,5 | 1791,7 | 155,9 | 12050,8 |
| Накопл добыча воды тыс.т | 653,66 | 194,76 | 103,05 | 0,45 | 951,89 |
| Накопл добыча жидк тыс.т | 6336,2 | 4615,3 | 1894,8 | 156,3 | 13002,7 |
| Накопл добыча газа тыс.м3 | 56,8 | 574,31 | 227,7 | 23,2 | 882,1 |
| Обвод-ть с нач разраб % | 10,3 | 4,2 | 5,4 | 0,3 | 7,3 |
Таблица 2.4.3 - Основные показатели по нагнетательным скважинам по объектам и месторождению за 2003г.
| Показатели | Объекты | Всего по м/р | |||
| I | II | III | IV | ||
| Закачка воды тыс.м3 | 671,4 | 1204,8 | 407,7 | 71,7 | 2355,7 |
| Компенсация % | 76,4 | 96,8 | 125,9 | 81,3 | 92,9 |
| Кол-во экспл. нагнет скв ед | |||||
| Кол-во действ, нагнет скв ед | |||||
| Время экспл.нагнет скв дней | |||||
| Ср. приемистость одной скв мэ/сут | |||||
| Накопленная закачка воды тыс.м3 | 5007,8 | 4554,2 | 1676,2 | ||
| Компенсация с нач. разработки % | 76,6 | 70,9 | 66,5 | 36,8 |
Таблица 2.4.4 - Динамика основных показателей месторождения
Кумколь I объект
| Годы | Добыча нефти тыс.т | Добыча жидкости тыс.т | Обводненность % | Закачка рабочих агентов млн.м3 | ||||
| проект. | факт. | проект. | факт. | проект. | факт. | проект. | факт. | |
| 111,9 | 244,3 | 113,8 | 244,3 | 1,7 | 170,9 | |||
| 332,7 | 519,09 | 344,4 | 528,26 | 3,4 | 1,7 | 515,3 | 140,2 | |
| 585,7 | 723,06 | 625,5 | 743,14 | 6,4 | 2,7 | 930,1 | 475,8 | |
| 725,6 | 918,28 | 800,6 | 953,3 | 9,4 | 3,7 | 1183,1 | 995,11 | |
| 867,6 | 965,14 | 985,1 | 1050,14 | 11,9 | 8,1 | 1448,1 | 1019,17 | |
| 961,8 | 857,52 | 1019,47 | 14,7 | 15,9 | 1648,5 | 895,68 | ||
| 970,1 | 789,58 | 1181,8 | 942,37 | 17,9 | 16,2 | 1715,6 | 810,35 | |
| 981,8 | 665,58 | 1238,3 | 855,24 | 20,7 | 21,9 | 671,49 | ||
| 7мес 2004 | 478,51 | 370,3 | 707,53 | 515,81 | 32,4 | 28,2 | 1002,2 | 307,39 |
Таблица 2.4.5 - Динамика фонда скважин
I объект
| Годы | Фонд добыв. Скважин | Фонд нагнет. Скважин | ||
| 7 мес. 2004 |
Таблица 2.4.6 - Распределение добывающих скважин I объекта разработки по дебитам нефти
| Дебит нефти, т/сут | Способ экспл. и кол-во СКВ. | №№ скважин | фонт ШГН |
| до 10 | фонтан. ШГН | 8р, 131,145,1012,1013,1014 | |
| до 20 | фонтан. ШГН | – 135,332,431,1024,1028 | – |
| до 30 | фонтан. ШГН | 6р,141,1019 137,1007 | |
| до 40 | фонтан. ШГН | 1015,1018 133,139,1004 | |
| до 50 | фонтан. ШГН | Зр,10р,144,1031,3018 134,149 | |
| до 60 | фонтан. ШГН | 146,148,1016,1020,1027 130,1010 | |
| до70 | фонтан. ШГН | 9р,132,136,140,142,1005, 1011,1030 – | – |
| до 80 | фонтан. ШГН | 1006,1026 | |
| до 90 | фонтан. ШГН | – – | – – |
| Итого | |||
| в т.ч.фонтан | |||
| ШГН |
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
| №№ СКВ. | Пластовое давление Мпа | Отклонение Мпа | |
| 2003 г | 1 полугодие 2004г | ||
| Снижение пластового давления | |||
| 9р | 10,25 | 9,6 | -0,65 |
| 10,32 | 10,1 | -0,22 | |
| 10,22 | 9,49 | -0,73 | |
| Юр | 10,41 | 10,14 | -0,27 |
| Повышение пластового давления | |||
| 24р | 10,44 | 10,48 | +0,04 |
| 9,73 | 10,08 | +0,35 | |
| 8,96 | 10,08 | +1,12 | |
| 10,26 | 10,34 | +0,08 | |
| ЮЗн | 11,13 | 11,58 | +0,45 |
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).