|
 |
|
Меню
|
| |
Разработка скважин Бухарского месторождения 
|
|
|
|
Объемный
коэффициент, доли ед.
|
|
|
|
0,998
|
|
Вязкость, мПа*с
|
2
|
2
|
1.71-1.72
|
1,71
|
|
Общая
минерализация, г/л
|
2
|
2
|
235.27-260.80
|
248,04
|
|
Плотность, кг/м3
|
2
|
2
|
1164.0-1165.0
|
1164,5
|
1.4 Краткая
технико-эксплуатационная характеристика фонда
скважин
Девонские
отложения месторождения.
Фонд скважин на
горизонт Д0+Д1, предусмотренный проектом
опытно-промышленной эксплуатации и дополнительными документами, определен в
количестве 85 единиц, в том числе добывающих - 18, оценочных - 6, разведочных -
61.Плотность сетки при этом 16 га/скв.
Фактически на
1.01.2004 года пробурено 79 скважин, из них 18 добывающих, 55 разведочных , 6
оценочных.
Добывающий фонд на
конец 2004 года по объекту составил 28скважин.
В течение 2004
года в добывающем фонде произошли следующие изменения: введена на нефть 1 новая
скважина (№793а) из пьезометрического фонда.
На 1.01.2005 года
действующий фонд составляет 25 скважин. В 2004 году из действующего фонда ушла
в бездействие 1 скважина (№750), введены из бездействия 4 скважины (№№785, 792,
794, 1027).
В бездействующем
фонде находятся 3 скважины: все 3 скважины – в ожидании ПРС.
Динамика
добывающего фонда приведена ниже:
Таблица 1
Динамика добывающего фонда
|
|
Категория
|
Количество скважин
|
|
|
скважин
|
на 1.01.2004 г.
|
на 1.01.2005 г.
|
+,-
|
|
1. Добывающий фонд
|
27
|
28
|
+1
|
|
в том числе: фонт
|
1
|
1
|
-
|
|
ЭЦН
|
-
|
8
|
+8
|
|
ШГН
|
26
|
19
|
-7
|
|
2. Действующий
фонд
|
21
|
25
|
+4
|
|
в том числе: фонт
|
-
|
-
|
-
|
|
ЭЦН
|
5
|
8
|
+3
|
|
ШГН
|
16
|
17
|
+1
|
|
3.Бездействующий
фонд
|
6
|
3
|
-3
|
|
4.В освоении
|
-
|
-
|
-
|
|
|
|
|
|
|
|
Динамику среднесуточного
дебита одной действующей скважины можно проследить по таблице:
Таблица 2
Среднесуточный дебит скважины.
|
на 1.01.2004 г.
|
на 1.01.2005 г.
|
+,-
|
|
Способ эксплуатации
|
нефть
|
жидк.
|
нефть
|
жидк.
|
нефть
|
жидк.
|
|
Сред. дебит 1
скв., т/сут
|
4,2
|
20,1
|
4,1
|
31,9
|
-0,1
|
+11,8
|
|
фонт.
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
ЭЦН
|
6,6
|
50,5
|
7,2
|
82,4
|
+0,6
|
+31,9
|
|
Продолжение
таблицы 2
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|
ШГН
|
3,5
|
10,4
|
2,6
|
8,0
|
-0,9
|
-2,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
На конец 2004
года нагнетательный фонд по объекту составляет 1 скважина.
Динамика
нагнетательного фонда скважин на 1.01.2005 года приведена ниже:
Таблица 3
Динамика нагнетательного фонда скважин
|
Категория
|
Количество скважин
|
|
скважин
|
на 1.01.2004 г.
|
на 1.01.2005 г.
|
+,-
|
|
Весь нагнетательный
фонд
|
1
|
1
|
-
|
|
а) скважины под
закачкой
|
1
|
1
|
-
|
|
б) бездействующий
фонд
|
-
|
-
|
-
|
|
в) работающие на
нефть
|
-
|
-
|
-
|
|
г) пьезометрические
|
-
|
-
|
-
|
|
д) в освоении
|
-
|
-
|
-
|
Действующий фонд
нагнетательных скважин составляет 1 скважина (№1009).
Прочие скважины.
К этой категории
отнесены пьезометрические, ожидающие ликвидации, ликвидированные, поглотительные
и консервированный фонд скважин.
На 1.01.2005 года
фонд пьезометрических скважин составляет 12 скважин. В отчетном году в этот
фонд перешла из наблюдательного фонда скважина №1038, из пьезометрического
фонда ушла в добычу 1 скважина.
Количество ликвидированных
скважин на конец отчетного года составляет 25 скважин, как и в прошлом году.
По состоянию на 1.01.2005 г. в консервированном фонде
скважин нет.
Добыча нефти за
2004 год по горизонту Д0 и Д1 Бухарского месторождения
планировалось добыть 27,934 тыс. тонн, фактически добыто 28,768 тыс. тонн. Темп
выработки по объекту составил 1,45 % от начальных извлекаемых запасов и 1,65 %
от текущих извлекаемых запасов.
В отчетном году
введена на нефть 1 новая скважина, за счет чего получено 0,271 тыс. тонн нефти.
Средний дебит нефти новой скважины составил 1,6 т/сут.
За счет ввода из
бездействия 4 скважин добыто 0,932 тыс.тонн нефти. Средний дебит нефти одной
введенной из бездействия скважины составил 1,3 т/сут, по жидкости – 8,6 т/сут.
За 2004 год добыто:
ШГН - 13769 тонн нефти (47,9%), ЭЦН -14999 (52,1%) .С начала разработки на
1.01.2005 года отобрано 269,547 тыс.тонн нефти или 13,6% от начальных
извлекаемых запасов
За счет ввода из
бездействия 4 скважин добыто 0,932 тыс.тонн нефти. Средний дебит нефти одной введенной
из бездействия скважины составил 1,3 т/сут, по жидкости – 8,6 т/сут.
Закачка
воды в 2003 году технологическая закачка составила 29,186 тыс. м3.
Годовой отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован технологической
закачкой на 14,2 %.
В целом по
горизонту Д0+Д1 на 1.01.2005 года работают с водой 25
скважин, все скважины обводнены пластовой водой.
По степени
обводненности добываемой продукции обводненный фонд скважин распределяется в
таблице 4.
Таблица 4
Обводненость добываемой продукции.
Степень
|
Количество скважин
|
|
|
обводненности
|
на 1.01.2004 г.
|
на 1.01.2005 г.
|
+,-
|
|
до 2%
|
-
|
-
|
-
|
|
2 – 20%
|
3
|
-
|
-3
|
|
20 – 50%
|
2
|
5
|
+3
|
|
50 – 90%
|
9
|
9
|
-
|
|
Продолжение
таблицы 4
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
|
Больше 90%
|
7
|
11
|
+4
|
|
|
Всего
|
21
|
25
|
+4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Состояние
пластового давления.
На 1.01.2005 года
пластовое давление по объекту в зоне отбора составило 163,1 ат, против 164,2 ат
в прошлом году.
Бобриковские
отложения месторождения.
1997 году введены
в разработку отложения бобриковского горизонта.
Фонд скважин на
бобриковский горизонт, предусмотренный проектом опытно-промышленной
эксплуатации и дополнительными документами, определен в количестве 25 единиц, в
том числе добывающих - 20, резервных – 1, оценочных – 2, разведочных - 2.
Плотность сетки
при этом 16,0 га/скв.
Фактически на
1.01.2005 года пробурены 17 скважин, из них 13 добывающих, 2 разведочных, 2
оценочных.
Добывающий фонд
на конец 2004 года по объекту составил 23 скважины.
На 1.01.2005 года
действующий фонд составляет 23 скважины. В 2004 году выведены из бездействия 2
скважины (№№1022,1029). В бездействующем фонде скважин нет.
Динамика
добывающего фонда приведена в таблице 5.
Таблица 5
Динамика добывающего фонда.
|
Категория
|
Количество скважин
|
|
скважин
|
на 1.01.2004 г.
|
на 1.01.2005 г.
|
+,-
|
|
1. Добывающий фонд
|
23
|
23
|
-
|
|
В том числе: фонт
|
-
|
-
|
-
|
|
ЭЦН
|
-
|
-
|
-
|
|
ШГН
|
23
|
23
|
-
|
|
Продолжение таблицы
5
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
2. Действующий фонд
|
21
|
23
|
+2
|
|
в том числе: фонт
|
-
|
-
|
-
|
|
ЭЦН
|
-
|
-
|
-
|
|
ШГН
|
21
|
23
|
+2
|
|
Бездействующий фонд
|
2
|
-
|
-2
|
|
В освоении
|
-
|
-
|
-
|
|
|
|
|
|
|
Динамику среднесуточного
дебита одной действующей скважины можно проследить по таблице 6.
Таблица 6 Дебит
среднесуточный действующий скважины.
|
на 1.01.2004 г.
|
на 01.2005 г.
|
+,-
|
|
Способ эксплуатации
|
нефть
|
жидк.
|
нефть
|
жидк.
|
нефть
|
жидк.
|
|
Сред. дебит 1 скв.
т/сут.
|
6,5
|
13,5
|
4,4
|
11,6
|
-2,1
|
-1,9
|
|
Фонт.
|
-
Страницы: 1, 2, 3, 4
|
|
