Мамонтовское нефтяное месторождение

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВСТУПЛЕНИЕ

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ

2. ИСТОРИЯ ОСВОЕНИЯ РАЙОНА РАБОТ

3. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ СКВАЖИН

4. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1 Стратиграфия

4.2 Тектоника

5. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

5.1 Методика корреляции

6. АНАЛИЗ РЕАЛИЗАЦИИ ПРИНЯТЫХ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ С ЗАВОДНЕНИЕМ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

6.1 Выводы

7. СОСТОЯНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНОГО ФОНДА НГДУ «МАМОНТОВНЕФТЬ»

8. ДИНАМИКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ФОНДА НГДУ «МАМОНТОВНЕФТЬ»

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВСТУПЛЕНИЕ

В 1990-1996 гг. снижение добычи нефти в России составило 40% , а добычи газа - всего 7%. Наряду с многочисленными негативными факторами на уменьшение добычи нефти повлияло падение прироста запасов (до 7 раз), ухудшение коллекторских свойств продуктивных отложений, качественного состава насыщающих их флюидов, крайне неудовлетворительная структура запасов нефти, в которой доля трудноизвлекаемых нефтей составляет более 65% и имеет тенденцию к дальнейшему росту. На добычу нефти влияет высокая обводнённость продуктивных объектов на старых месторождениях. На многих объектах этот показатель достигает 95-98%, а по всем разрабатываемым месторождениям страны изменяется от 70 до 80%.

В таких условиях с целью максимального извлечения нефти на нефтепромыслах более 80% добычи осуществляется с использованием существующих методов воздействия на пласты и традиционных технологий. Несмотря на это, средний проектный коэффициент нефтеизвлечения (КИН) не превышает 40%. При разработке трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ) КИН значительно ниже и в соответствии с работой [1] для разрабатываемых низкопроницаемых пластов составляет 10-35%, остаточных запасов обводнённых зон 0-10%, высоковязких нефтей 5-25%. При этом, как отмечается в работе [2], основной объём ТИЗ (69%)относится к низкопроницаемым объектам, а в категории запасов А+В+С, их доля возросла от 36,8% в 1980 г. до 51% в 1996 г. Такие изменения сопровождаются снижением не только КИН,но и средних дебитов добывающих скважин: с 27 т/сут. в 1980 г. до 3,18 т/сут. в 1995 г. [2].

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ

В административном отношении Мамонтовское месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Географически район Мамонтовского месторождения относится к водоразделу рек Большой и Малый Балык. В геоморфологическом отношении представляет собой слабо расчлененную пологую равнину, Абсолютные отметки рельефа над уровнем моря изменяются от +80 м на водоразделах, до +30 м в долинах рек. Основные реки имеют большое количество малых притоков, значительную площадь занимают заболоченные труднопроходимые, местами совсем непроходимые, участки.

Обширные пространства в междуречье покрыты лесом смешанного типа со значительным преобладанием хвойных деревьев (сосна, кедр, лиственница). Климат района резко континентальный с жарким коротким летом (до +35 0С в июле) и продолжительной холодной зимой (до -50 0С в январе).

Для гидрографической системы рек и озёр характерно растянутое во времени весенне-летнее половодье и относительно низкий осенний уровень. Реки судоходны в небольшой период май - июль. Ледостав начинается в конце октября, ледоход - в первой половине мая. Толщина льда зимой на реках 10-50 см, на озёрах и таёжных протоках 40-80 см. Толщина снегового покрова на луговых и пойменных участках достигает 1 м, в лесу 1,5 м. Максимальная глубина промерзания грунта на оголённых от снега участках 1,7м, на заснеженных 0,5-1,2 м. Время полного оттаивания грунта - первая декада июня.

Коренное население состоит из хантов, манси и русских. Основное их занятие - охота, рыболовство, звероводство и сельское хозяйство.

В последнее время большими темпами, кроме нефтедобывающей отрасли, развиваются энергетическая, строительная, лесная, лесоперерабатывающая, планируется развитие лёгкой промышленности.

Ближайшим от месторождения наиболее крупным населённым пунктом является г. Нефтеюганск (100 тысяч жителей) с речным портом и аэродромом, принимающим все виды современных самолётов. Железная дорога в 50 км от города (ст. Островная).

В непосредственной близости от месторождения расположен посёлок городского типа Мамонтово и город Пыть-Ях.

Населённые пункты связаны между собой и месторождением дорогами с асфальтобетонным и грунтово-лежнёвым покрытием. Из-за сильной заболоченности дорожная сеть развита слабо.

Перевозка грузов осуществляется автомобильным, водным и воздушным видами транспорта, а также по железной дороге.

Вблизи месторождения проходит газопровод Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровод Нижневартовск - Усть-Балык - Омск.

Источником электроснабжения района является объединенная энергосистема Урала, в которую входят Сургутская ГРЭС - 1 и 2 и Тюменская ТЭЦ - 1,2.

Энергоснабжение месторождения осуществляется от подстанций «Пыть-Ях», «Мамонтово», «Лунная», «Очимкинская», «МГКС», «КНС - 18», и далее по ВЛ - 37 кв. на промысловые подстанции. Посёлок Мамонтово запитан от ПС - 35/6 кв. мощностью 8 МВА.

Месторождение и посёлок Мамонтово отапливается стационарными котельными. Для нужд бурения применяются передвижные котельные с котлами типа ПКН - 2. В качестве топлива используется сырая нефть.

2. ИСТОРИЯ ОСВОЕНИЯ РАЙОНА РАБОТ

Мамонтовское нефтяное месторождение, открытое в 1965 году и разрабатываемое с 1970 года, является одним из крупнейших месторождений Западной Сибири. Это второе после Самотлора месторождение по уровню максимальной добычи нефти - 35,2 млн.т (1986 г.). По этому показателю Мамонтовское месторождение превосходит Варьеганское в 1,9 раз, Талинское - в 2,6 раза, Суторминское - в 3,1 раза, Лянторское - 3,4 раза. За период эксплуатации из недр Мамонтовского месторождения извлечено нефти больше, чем из указанных выше 4 месторождений, вместе взятых.

История освоения Мамонтовского месторождения характеризуется правильной стратегией разработки. Основная направленность - непрерывное совершенствование системы разработки, начиная от малоинтенсивных систем, с целью максимального извлечения всех запасов и стабилизации добычи нефти.

Для сравнения укажем, что в 1990 г. по крупнейшим месторождениям Западной Сибири добыча нефти по сравнению с их максимальным уровнем составляла: по Самотлору - 41%, Федоровскому - 48 %, Варьеганскому - 36 %, Мамонтовскому 70% при сопоставимом показателе отбора извлекаемых запасов нефти.

По величине среднего дебита нефти (26 т/сут) Мамонтовское месторождение превосходит в 1990 г. все остальные крупнейшие месторождения, включая Самотлор.

Мамонтовское месторождение введено в разработку в 1970 г. на основании технологической схемы, составленной ВНИИ. Основными принципами его разработки на первом этапе было:

выделение для разбуривания одного (базисного) горизонта Б10. Все остальные пласты отнесены к возвратным;

применение редкой сетки скважин 750*750 м (56 га/скв);

система разработки блоковая трехрядная. Ширина блока 3,3 км, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего 900 м, расстояние между нагнетательными скважинами в ряду 600 м;

на одну добывающую скважину приходились очень большие удельные извлекаемые запасы нефти - более 0,5 млн. т/скв.

По техсхеме ВНИИ предполагалось пробурить 775 скважин и обеспечить уровень добычи нефти 1З,8 млн. т.

Указанный подход, предусматривающий применение на первом этапе редкой сетки, большой ширины блока и умеренно активной системы заводнения, заложил прочные основы для длительной планомерной работы геологической службы НГДУ «Мамонтовнефть», объединения «Юганскнефтегаз» и СибНИИНП по поиску и внедрению наиболее адаптированной к геологическим условиям системы разработки, Этот подход выгодно отличается от примененного позже неоправданного стремления разбурить сложные рискованные месторождения (типа Суторминского, Орехово-Ермаковского) сразу плотными сетками с максимальным выделением числа самостоятельных объектов разработки.

В процессе эксплуатации месторождения неоднократно пересматривались как запасы нефти, так и проектные решения по разработке эксплуатационных объектов.

Первоначально запасы нефти Мамонтовского месторождения были утверждены ГКЗ СССР 26 августа 1967 года (протокол № 5213). Следующий подсчёт запасов нефти Мамонтовского месторождения был произведён в 1979 году. Представленные в документе запасы нефти были рассмотрены и утверждены ГКЗ СССР 26 октября 1980 года (протокол № 8609).

В настоящее время Мамонтовское месторождение разрабатывается в соответствии с технологической схемой, составленной СибНИИНП и утверждённой ЦКР СССР в 1983 году (протокол № 1024 от 18 мая) и дополнительной запиской к данной технологической схеме по уточнению проектных решений по горизонту БС10ТСП , утверждённой ЦКР Главтюменьнефтегаза (протокол № 8 от 20.02.87 г.).

В 1990 году ЦКР Главтюменьнефтегаза рассмотрела разработку СибНИИНП по уточнению проектных показателей разработки и по вопросу бурения дополнительных уплотняющих скважин на Мамонтовском месторождении (протокол №161 от 13.04.90 г.), и рекомендовала выполнить переоценку запасов нефти по Мамонтовскому месторождению и на базе уточненных запасов нефти составить проект разработки.

3. конструктивные особенности скважин

Конструкция скважин на Мамонтовском месторождении является типичной для Западно-Сибирского региона. Конструкция скважины принимается в зависимости от ожидаемых геологических условий разбуриваемых участков месторождения, глубины залегания продуктивных отложений, а также продуктивных характеристик пластов подлежащих вскрытию. Кроме того, выбранная конструкция должна обеспечивать надежную охрану недр, возможность применения выбранного способа бурения, возможность достижения запланированных скоростей проходки и проведения намеченных промыслово-исследовательских работ как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми четвертичными отложениями, для предотвращения размыва устья скважины спускается направление глубиной 30 метров и диаметром 323,9 мм. Направление цементируется до устья.

Для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, для установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески обсадной колонны в скважину спускают кондуктор на глубину до 680 метров и диаметром 245 мм. Кондуктор цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна спускается до забоя скважины до глубины 2670 метров, диаметр колонны 146 мм. Заливается цементом до устья.

4. геологическое строение месторождения

4.1 Стратиграфия

Геологический разрез месторождения сложен мезокайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности складчатого фундамента, вскрытого на Мамонтовском месторождении в интервале глубин 3262 - 3294 м (рисунок 1).

В разрезе юрской системы выделяются отложения тюменской (нижний и среднеюрский отделы), абалакской и баженовской (верхнеюрский отдел) свит. Породы тюменской свиты залегают на размытой поверхности палеозойского фундамента и сложены аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов и песчаников. В скважине 1р толщина тюменской свиты составляет 368 м. В кровле свиты залегает горизонт ЮС с признаками нефтеносности. При испытании в скважинах Юр, lip, 1141p, 1142р, 1143р, 1146р, П47р получены притоки воды с нефтью дебитом от 0.2 до 2.9 tAlc, YT.

Абалакская свита представлена двумя пачками: нижней аргиллитовой и верхней песчано-аргиллитовой (пласт KCi). Вскрытая толщина свиты составляет 52 м. Выше залегают битуминозные аргиллиты баженовской свиты, толщина которой меняется от 30 до 34 м. При испытании скважин 540р и 1223р из отложений баженовской свиты (пласт ЮСо) получены непромышленные притоки нефти.

Меловая система представлена всеми отделами и ярусами. К берриас-валанжинскому ярусу нижнемелового отдела относятся низы ахской свиты, в основании которой выделяется аргиллитистая подачимовская пачка с редкими прослойками доломитизированных известняков с обуглившимися растительными останками. Выше залегает ачимовская толща, представленная чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Некоторые песчаные пласты ачимовской толщи по керну имеют слабые признаки нефтенасыщенности и при испытании в скважине 235р получена вода с пленкой нефти. Толщина ачимовской толщи около 160-180 м.

Основные продуктивные пласты (БСю-п) приурочены к средней части ахской свиты, надежным репером при выделении которых является аргиллито-глинистая чеускинская пачка.



Рисунок 1 - Сводный геологический разрез нижнемеловых отложений

Выше залегают отложения готерив-барремского яруса, включающего верхи ахской и черкашинскую свиты. В разрезе ахской свиты выделяются песчаные пласты бс8 - БС9. Пласты БСб и БС» на Мамонтовском месторождении продуктивны. В черкашинской свите выделяются продуктивные песчаные пласты АС4 и АС5-6. Разделом между пластами группы АС и БС служат глины пимской пачки.

Завершается разрез нижнемеловых отложений осадками апт-альбского яруса (алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты).

Верхнемеловой отдел объединяет следующие ярусы: сеноманский (уватская свита), туронский (кузнецовская свита), коньяк- сантонский и кампанский (березовская свита), маастрихт-датский (ганькинская свита).

Кайнозойские отложения расчленяются на два комплекса пород, резко различающихся по условиям осадконакопления и литологическому составу.

Морские палеогеновые отложения включают в себя осадки талицкой (палеоцен), люлинворской (эоцен) и тавдинской (низы олигоцена) свит.

Выше эоцена начинается разрез континентального палеогена (атлымская, новомихайловская, туртасская свиты).

Неогеновые отложения на описываемом месторождении не установлены.

Четвертичные отложения представлены в нижней части песками серыми, выше залегают озерно-аллювиальные сероцветные глины с галькой и гравием.

4.2 Тектоника

В тектоническом отношении Мамонтовское месторождение приурочено к структуре III порядка, располагающейся на юго-восточном окончании Пимского вала -структуре II порядка, выделяющейся в пределах Сургутского свода.

Структура по кровле горизонта БСю (в пределах изогипсы -2400 м) представляет собой относительно пологую асимметричную брахиантиклинальную складку, в целом вытянутую в северо-западном направлении и осложненную рядом небольших куполовидных поднятий /I/.

Основное поднятие выделяется по изогипсе -2370 м. Имеет вытянутую форму с утолщением в юго-восточном направлении. Сводовая часть поднятия несколько смещена от центра месторождения к югу. Осевая плоскость складки в границах основного поднятия ориентирована на север. В периклинальной северной части свод трансформируется в купол значительно меньшего порядка, и линия изгиба складки в плане принимает более выраженное северо, северо-западное направление. Здесь же наблюдается сочленение с микроскладкой, ось которой имеет еще большее склонение на запад и заканчивается третьим локальным поднятием. На западном крыле основной складки выделяется отдельное куполовидное поднятие высотой до 25 м. Погружение складки в южном направлении, через прогиб глубиной 10 - 15 м, сопровождается небольшим купольным образованием в крайней южной части Мамонтовской структуры.

Наиболее крутые углы падения фиксируются на восточном крыле структуры и изменяются от 40' до 1°20'. Западное крыло более пологое и наклонено под углом от 30' до40'.

Высота Мамонтовской структуры по горизонту БСю составляет 91 м (наивысшая отметка кровли -2309 м, оконтуривающая изогипса -2400 м).

Анализ структурных построений по верхним продуктивным горизонтам свидетельствует об унаследованном характере тектонического развития, сопровождающегося постепенным выполаживанием рельефа к дневной поверхности.

5. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Эксплуатационное бурение началось в июле 1968 года, в соответствии с первым проектным документом, которым явилась технологическая схема разработки Мамонтовского месторождения ВНИИ 1967 года. Согласно этой техсхемы в разработку вводился только горизонт БС10. Пласты АС4 и АС5 предполагалось разрабатывать совместно с БС10. Пласт БС8 рассматривался как возвратный объект. Первыми введенными в эксплуатацию были пять нефтяных скважин: № № 1073,1074,1075,1077, 1078, запущенными фонтанным способом. Спустя два месяца после ввода в эксплуатацию нефтяных скважин, а именно 22 июля 1970 года на месторождении начинается заводнение с целью поддержания пластового давления.

С 1978 года в активную разработку вовлекаются пласты АС4 и АС5 в качестве самостоятельного объекта АС4-5-6, согласно "Уточненного проекта разработки Мамонтовского месторождения", который выполнил СибНИИНП. Этот же институт в 1981 году составил технологическую схему разработки пласта БС8. С 1982 года Мамонтовское месторождение разрабатывается согласно технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП в которой выделено шесть самостоятельных объектов разработки: АС4, АС5-6, БС8, БС10, БС10тсп, БС11.

Мамонтовское месторождение характеризуется быстрыми темпами разбуривания. Эксплуатационное бурение в первой половине восьмидесятых годов достигает более миллиона погонных метров, ежегодно вводятся в разработку от 40 до 400 новых скважин. Месторождение вступает, а разработку с безводной продукцией с начальным средним дебитом одной скважины 117 тонн нефти в сутки. В первый год разработки вводится в эксплуатацию 42 нефтяных скважин и 6 нагнетательных, Добыча нефти составляет 486 тысяч тонн в год, а закачка 149 тысяч кубических метров. В последующие годы добыча нефти продолжает расти. Максимальный уровень добычи в объеме 35миллионов 166 тысяч тонн был достигнут в 1986 году. Темп отбора в этом году составил 6,3 процента от начальных извлекаемых запасов.

После 1986 года месторождение переступило пятидесяти - процентный рубеж обводнения и годовая добыча нефти начала снижаться, несмотря на то что добыча жидкости продолжалась увеличиваться. Одной из причин падения добычи нефти было и сокращение объемов эксплуатационного бурения. К 1986 году месторождение было практически разбурено и в последующие годы бурение велось на окраинах месторождения и для уплотнения сетки скважин, согласно авторскогo надзора и дополнительных записок к технологической схемы СибНИИНП. К началу девяностых годов месторождение испытывало острую необходимость в составлении нового проектного документа, составление которого затягивал СибНИИНП.

Добыча жидкости продолжалась увеличиваться до 1990 года. В этом году максимальный уровень добычи жидкости был достигнут в объеме 92 миллиона 887 тысяч тони. Максимальный действующий фонд нефтяных скважин был также в 1990 году. Он составил 2746 скважин, В дальнейшем из-за прогрессирующего роста бездействующих скважин и падения темпа ввода новых скважин начинает сокращаться действующий фонд. За последние пять лет начиная с 1990 года темп падения действующего фонда в среднем составляет более шести процентов. С сокращением фонда действующих скважин уменьшается добыча жидкости, а соответственно и нефти.

Максимальный уровень закачки был также в 1990 году и составил 119 миллионов 56 тысяч кубических метров воды. Под закачкой находилось 943 нагнетательных скважин. Одновременно с падением добычи жидкости уменьшался объем закачиваемой воды.

Первые механизированные скважины, оборудованные электроцентробежными насосами, появились в июле 1972 года. Первые штанговые насосы появились в октябре 1978 года, В 1981 году было 404 механизированных скважины и объем нефти добытой механизированным способом составил около двадцати девяти процентов от общей добычи.

Интенсивный перевод скважин на механизированный способ эксплуатации приходится на начало восьмидесятых годов. До интенсивного перевода скважин на механизированный способ эксплуатации у фонтанных скважин наблюдается снижение среднего дебита действующей скважины по жидкости. Так со 102 тонн в сутки в начале разработки он снизился до 67 тонн в сутки в 1984 году. После перевода на механизированный способ эксплуатации более пятидесяти процентов действующего фонда наблюдается рост среднего дебита одной действующей скважины до 1990 года, в котором он составил 99 тонн в сутки. После 1990 года средний дебит по жидкости одной действующей скважины снижается за счет выбытия в бездействие высокодебитных обводненных скважин.

Интенсивное падение среднего дебита одной действующей скважины по нефти началось с 1978 года, когда в продукции нефтяных скважин началась появляться вода. Несколько стабилизировалось падение дебита нефти после внедрения для эксплуатации скважин электроцентробежных насосов. Однако с переводом скважин на механизированный способ эксплуатации месторождение начинает интенсивно обводняться, что приводит к дальнейшему снижению дебита нефти действующего фонда скважин. Наибольший темп обводнения месторождение испытывает в течении десятилетнего периода с !981 года по 1991 год. Максимальный действующий фонд, работающий с обводненностью более 90 процентов был в 1991 году. Он составил 1192 скважины, что соответствовало 44 процентам от общего фонда. В дальнейшем этот фонд стал выбывать в бездействие, за счет чего стал уменьшаться действующий фонд скважин. Отключение высокообводненного фонда из эксплуатации, которое диктовалось существующим аварийным положением на ЦПС, привело к снижению темпа обводнения месторождения.В конце восьмидесятых годов, из-за технологического несовершенства системы водоводов для поддержания пластового давления, в пластах Мамонтовского месторождения наблюдается накопление избыточной пластовой энергии в результате излишней компенсации отбора жидкости закачкой, которая достигла более 120 процентов. Все пласты Мамонтовекого месторождения имели текущее пластовое давление на 15 - 30 атм выше первоначального. Это затрудняло проведение на скважинах ремонтно-профилактических работ, что в свою очередь, отразилось на эксплуатационном фонде. Остановки отдельных нагнетательных скважин, с целью регулировки пластового давления, к желаемым результатам не приводили, так как ограниченный объем закачки воды в одних нагнетательных скважинах компенсировался избыточным объемом закачки в других нагнетательных скважинах.

В 1987 году была предпринята попытка ограничить объем закачки путем остановки нескольких агрегатов на кустовых насосных станциях (КНС), Однако, это привело к уменьшению действующего фонда скважин и потерям нефти. Резкое сокращение объемов закачки началось с 1992 года, в соответствии с сокращением объемов добычи жидкости С 1993 года на месторождении проводится не равномерная закачка, а именно в зимнее время компенсация отбора жидкости закачкой составляет более 100 - 100 процентов, а в летнее время она составляет 70 - 90 процентов. Не равномерность закачки вызвано все той же технологической не совершенностью сетей водоводов КНС.

Применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи на Мамонтовском месторождении началось с 1980 года, путем закачки нейтрализованного кислого гудрона в две скважины пласта БС10. В 1985-86 годах в 4 нагнетательные скважины пласта АС5-6 произвели закачку раствора неионогенного поверхностно активного вещества (НПАВ) - превоцел АФ-9-12. С 1988 года на Мамонтовском месторождении проводятся закачки в пласты АС4, БС10, БС11, различные растворы на основе полиакриламидов и НПАВ и их композиции, С конца 1993 года на Мамонтовском месторождении проводятся работы по повышению нефтеотдачи путем закачки полимерных составов.

В 1989 году на месторождении начинаются работы совместного предприятия "Юганскфракмастер" по гидравлическому разрыву пласта (ГРП). Первый гидроразрыв был проведен 30.07.1989 года на скважине №7404, С 1989 по 1996 год проведено 108 гидроразрывов. Наибольшее количество ГРП - 41, было проведено в 1992 году. За период с 1989 года по 1996 год дополнительно за счет ГРП было добыто 1 миллион 475 тысяч 679 тонн нефти.

За 1995 год из месторождения добыто 8 миллионов 546 тысяч 950 тонн нефти, что составило 84,4 процента от общей добычи нефти по НГДУ. Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил около 1,5 процентов, а годовой темп отбора от текущих остаточных запасов составил около 6,6 процентов, Добыто за год 43 миллиона 253 тысячи тонн жидкости. Содержание воды в продукции составляет 80,3 процента. Средний дебит одной действующей скважины по нефти составил 13,7 тонн в сутки, по жидкости 69,6 тонн в сутки.

Эксплуатационным бурением в 1995 году пройдено всего 34 тысячи 200 метров горных пород. Введено 15 новых скважин. Дебит нефти одной новой скважины составил 11,4 тонны в сутки.

В течении 1995 года из эксплуатационного фонда выбыло 236 скважин. В основном это высокообводненные скважины. Из бездействия введено 814 скважин, в том числе 402 скважины из бездействия прошлых лет и 412 из текущего бездействия. В бездействие выбыло 1172 скважины. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин наконец года составил 3099, действующий 1918, в том числе фонтанных - 201, ЭЦН - 1625, ШГН - 92. С обводненностью более 50 процентов работает 1649 скважин, а с обводненностью более 90 процентов - 852 скважины.

Годовой объем закачки составил 51 миллион 786 тысяч кубических метров, при этом компенсация отбора жидкости закачкой составила 113 процентов. Среднегодовая приемистость одной нагнетательной скважины составила 239 кубических метров в сутки. Фонд нагнетательных скважин на конец года составил 1178, в том числе под закачкой находилось 670 скважин, В течении года введено в эксплуатацию всего 5 нагнетательных скважин,

По состоянию на 01.01.1996 года из месторождения добыто 455 миллионов 300 тысяч тонн нефти, что составляет около 79 процентов от начальных извлекаемых запасов. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 119,2 процента. Достигнутый коэффициент нефтеотдачи равен 0,362, при конечном, утвержденным ГКЗ - 0,459. В эксплуатации находится семь объектов разработки:

АС4, АС5-6, БС6 (пробная эксплуатация), БС8, БС10, БС10тсп, БС11.

5.1 Методика корреляции

Рациональный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС) Мамонтовского месторождения включает стандартный каротаж, БКЗ, БК, ИК, радиоактивные методы, кавернометрию, резистивиметрию и инклинометрию. Проанализирован материал с результатами сейсмологических исследований в пределах Среднего Приобья. Использованный комплекс методов ГИС позволяет решить основные вопросы применительно к задаче построения геологической модели месторождения:

- литологическое расчленение и корреляция разрезов скважин;

- выделение общих, эффективных и нефтенасыщенных толщин;

- количественная оценка коллекторских свойств пластов.

По результатам интерпретации материалов ГИС на ЭВМ сформирована база данных ГИС (БД ГИС) по 5015 скважинам, где для определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЭС) использовались алгоритмы, разработанные в Главтюменьгеологии и СибНИИНП.

База данных ГИС является основой для решения задачи геологического моделирования месторождения.

В основу идентификации пород-коллекторов заложен метод восстановления условий осадконакопления посредством построения палеолитологических профилей.

Верхняя часть пласта АС5-6 неоднородна и представлена в основном чередованием песчаников, алевролитов и глин в различной степени. Прослои песчаников имеют линзовидную и полулинзовидную форму. Нижняя часть горизонта более однородна, имеет на значительной площади "монолитное" строение.

В пределах месторождения зон полного отсутствия прослоев-коллекторов пласта АС5-6 не выявлено. Значительные эффективные толщины коллекторов пласта АС5-6 (в среднем 27.6 м) и отсутствие зон замещения связаны с условиями более устойчивого режима осадконакопления по сравнению с резко меняющимися условиями накопления осадков при формировании пласта АС4 в шельфовой зоне морского бассейна.

По разрезу нижняя водонасыщенная часть пласта отличается более высокими коллекторскими свойствами, чем верхняя нефтенасыщенная, что связано с более "монолитным" строением нижней части пласта.

Залежи нефти пласта АС5-6 расположены в основном в центральной сводовой части структуры, в куполовидных поднятиях, отделенных небольшими прогибами. При автоматизированной площадной корреляции разрезов скважин граница между пластами АС4 и АС5-6 пересматривалась, в связи с чем некоторые нефтенасыщенные пропластки верхней кровельной части пласта АС5-6 перешли в АС4.

Всего в пределах пласта АС5-6 выявлено семь залежей нефти. Размеры залежей определены согласно положению ВНК, принятого в результате статистической обработки данных интерпретации ГИС, испытания и опробования разведочных и эксплуатационных скважин, с минимальным удлинением и с учетом структурного плана. Карта распространенности бесконтактных зон по пласту АС5-6 приведена на рисунке 2.

Залежь 1 расположена к северу от основной второй залежи и отделяется от нее небольшим прогибом. Залежь вскрыта 249 скважинами. Общая толщина пласта достигает 68.2 м. По данным осреднения ВПК в 187 скважинах залежь оконтуривается на абс. отм. -1905 м.

Нефтенасыщенные толщины по залежи изменяются от 0.8 м на юго-западе до 19.4 м в купольной части, в среднем составляя 7.1 м.

Расчлененность нефтенасыщенной части пласта изменяется от 1 в скв.6067 на юго-западе залежи до 6 прослоев в скв.7627 в центре при среднем значении 2.3. Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной части составляет 0.51, что значительно выше чем по основной второй залежи.

Бесконтактные зоны занимают 47,8 % площади залежи в основном в северной части.

Пласты группы АС.

Залежи пластов группы АС (баррем) приурочены к черкашинской свите. Глубина залегания пластов группы АС от 1885 до 2000 м. Пласты сформированы песчаниками с прослоями алевролитов и глин.

Строение пластов группы АС связано с накоплением терригенного материала в шельфовой зоне морского бассейна, характеризующейся неустойчивыми условиями седиментации осадков, резко меняющимися при формировании верхнего пласта АС4 и более спокойными в период формирования пласта АС5-6.

Кровля верхнего пласта АС4 выделяется по подошве уплотненных глинистых пород алымской свиты толщиной до 120 м. Наличие четко выраженного непроницаемого раздела между пластами АС4 и АС5-6 послужило основанием для выделения пласта АС 5-6 в отдельный объект разработки. Подошва пласта АС5-6 не всегда четко отбивается из-за чередования маломощных песчаников и глин между горизонтом AC5-6 и нижезалегающим горизонтом АС7

Пласты группы АС залегают на пимской пачке глинистых пород ахской свиты, служащей разделом между пластами группы АС и БС.

Пласт AC5-6

Глубина залегания пласта 1905 - 2000 м, среднее значение глубины залегания составляет 1949 м. Пласт АС5-6 развит по всей площади месторождения так же, как и вышележащий пласт АС4, в пределах всей структуры, простирающейся с северо-запада на юго-восток.

Общая толщина пласта АС5-6 выдержана по площади месторождения и меняется в пределах от 34.8 м в юго-восточной части до 68.2 м в северо-западной части месторождения, составляя в среднем 50.4 м.

Пласт сложен песчаниками с неравномерно развитыми по площади месторождения прослоями алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты серые, зеленовато-серые, полимиктовые с включением растительного детрита. Породообразующие минералы - полевой шпат и кварц. В цементе содержится каолинит, гидрослюда, хлорит и железисто-титанистые образования в приблизительно равных соотношениях.

Пласт AC5-6 отделен от АС4 непроницаемым разделом, толщина которого изменяется от 0.8 м в северо-западной части структуры до 50.2 м на юге структуры.



Рис.2 Карта бесконтактных зон пласта АС5-6 Мамонтовского месторождения

Залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Размеры залежи 8.0х 5.5 км, высота 23м.

Запасы нефти отнесены к категории В.

Залежь 2 - основная залежь пласта АС5-6, приурочена к центральной сводовой части структуры. Залежь вскрыта 1345 скважинами. Общая толщина пласта по залежи достигает 63.2 м. Уровень ВНК на востоке залежи выше, чем на других участках. Средняя отметка ВНК, полученная по данным осреднения ВНК в 1055 скважинах, составила -1904.3 м.

Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи увеличиваются от 0.6 м в приконтурной зоне до 30 м в центральной сводовой части, что в среднем составляет 9,1 м,

Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной части залежи в среднем составляет 0.33.

Расчлененность увеличивается с увеличением нефтенасыщенной толщины от одного прослоя в скв.722 на юге залежи до 14 в скв. 956 в центре залежи, составляя в среднем 3.9.

Бесконтактные зоны прослеживаются в основном вдоль границ залежи, в приконтурной зоне. Площадь их составила 53,9 %.

Залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Размеры залежи 12,5х 19,5 км, высота 38 м. Запасы нефти отнесены к категориям В и C1.

Залежь 3 расположена западнее основной залежи, отделена от нее небольшим прогибом. Залежь вскрыта 91 скважиной. По данным геофизических исследований в 75 скважинах осредненное значение ВНК составляет -1905,8 м при средней отметке по подошве нефти -1905,2 м и кровле воды -1906,4 м.

Нефтенасыщенные толщины песчаников изменяются от 0.8 м в центральной части залежи до 20,8 м в приподнятой южной части, среднее значение составляет 7,5 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части залежи изменяется от одного прослоя в средней части, где Нефтенасыщенные толщины уменьшены, до 6 прослоев в южной приподнятой части, составляя в среднем 2.2.

Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной части пласта достигает 0,95 при среднем значении 0,57.

Бесконтактные зоны представлены небольшими участками вдоль западной и восточной границ залежи, что составило 21,9 %.

Залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Размеры залежи 5,5х 2,5 км, высота 21 м.

Запасы нефти отнесены к категориям В, C1 и С2.

Между основной, второй, и третьей залежами в приподнятых участках находятся три небольшие залежи: 4, 5 и 7.

Залежь 4 приурочена к локальному поднятию восточнее 3 залежи, вскрыта 2 скважинами - 6159 и 6160. Среднее значение нефтенасыщенной толщины по залежи составляет 2.7 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части пласта меняется от одного до двух прослоев, коэффициент песчанистости составляет в среднем 0,24. Залежь относится к контактной зоне.

Запасы нефти отнесены к категории С2.

Залежь 5 расположена к востоку от залежи 4 и также приурочена к небольшому локальному поднятию в районе скв.534. Залежь вскрыта 4 скважинами. Среднее значение нефтенасыщенной толщины равно 4.7 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части залежи меняется от одного (скв 30217) до четырех прослоев (скв.534), коэффициент песчанистости в среднем составляет 0.35. Залежь относится к контактной зоне.

Запасы нефти отнесены к категории С2

Залежь 6 находится в южной части основной залежи, вскрыта 2 скважинами - 792 и 7567. Нефтенасыщенная толщина равна в обеих скважинах 1.6 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части пласта меняется от одного до двух прослоев, коэффициент песчанистости составляет в среднем 0.52. Залежь относится к бесконтактной зоне.

Запасы нефти отнесены к категории С2.

Залежь 7 располагается севернее залежи 5, вскрыта 3 скважинами: 1732, 6112 и 7250, Нефтенасыщенная толщина в среднем равна 2.7 м.

Расчлененность по нефтенасыщенной части пласта меняется от одного до двух прослоев, коэффициент песчанистости составляет в среднем 0.35.

Залежь относится к контактной зоне.

Запасы нефти отнесены к категории С2.

Все залежи горизонта AC5-6 пластово-сводовые, водоплавающие. Тип коллекторов поровый.

6. АНАЛИЗ РЕАЛИЗАЦИИ ПРИНЯТЫХ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ С ЗАВОДНЕНИЕМ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

нефтяной месторождение скважина разработка

Применение заводнения при разработке месторождений Западной Сибири стало одним из решающих условий, обеспечивающих быстрое развитие и достижение высокого уровня добычи в этом регионе при достаточно благоприятных экономических показателях.

На разрабатываемых месторождениях широко применяются модификации внутриконтурного заводнения -- разрезание залежей на полосы разной ширины, площадное, избирательное. На Федоровском, Холмогорском, Мамонтовском и других месторождениях проводятся опытно-промышленные работы по применению блочно-квадратного заводнения, предложенного СибНИИНП. В связи с освоением крупных газонефтяных залежей с обширными подгазовыми зонами успешно внедрены системы барьерного и двустороннего барьерного заводнения на Самотлорском, Варьеганском, Быстринском и Яунлорском месторождениях, площадного -- на Лянторском месторождении.

Более чем за 30-летний период освоения месторождений Западной Сибири проведена большая работа по обоснованию рациональных систем заводнения и их количественных геометрических характеристик для пластов с разной продуктивностью. Решение этого вопроса осуществлялось применением более активных и управляемых систем разработки.

Доказана нецелесообразность выделения объектов разработки большой толщины, объединяющих пласты с резко различающейся проницаемостью. В связи с этим на месторождениях Самотлорском, Усть-Балыкском, Южно-Сургутском и других проведено разукрупнение объектов, пласты с невысокой проницаемостью выделены в самостоятельные объекты, что дает возможность создавать необходимые условия для их эффективного заводнения и вовлечения в разработку ранее не дренируемых запасов. На месторождениях, вводимых позже, с самого начала объекты разработки выделяются с учетом накопленного опыта.

Дифференцирована ширина полос при разрезании залежей с ее уменьшением при пониженной продуктивности пластов. Установлено, что объекты проницаемостью менее 0,1 мкм2 достаточно успешно заводняются лишь при высоких давлениях нагнетания воды (до 18-- 19 МПа) и при ограниченных расстояниях между нагнетательными и добывающими скважинами (до 300--400 м).

В целом в Западной Сибири заводнение стало эффективным средством не только увеличения темпов добычи нефти, но и регулирования разработки для повышения нефтеизвлечения. Однако его возможности используются на практике не полностью, не в должной мере реализуются технологические решения.

Серьезным нарушением технологии заводнения является невыполнение сроков начала нагнетания воды в пласты на вновь введенных в разработку месторождениях. В технологических схемах разработки месторождений, характеризующихся в основном низкопроницаемыми коллекторами, начало заводнения обычно намечается уже на первый-- второй годы после начала добычи нефти. По ряду месторождений эти сроки не соблюдаются.

Задержка в освоении заводнения приводит к резкому падению пластового давления и соответственно добычи нефти по переходящему фонду скважин.

Нарушением технологии заводнения следует считать и избыточную, сверхпроектную закачку воды для создания высокого пластового давления, обеспечивающего фонтанирование скважин при большом содержании воды в продукции. Проектные уровни закачки в значительной мере превышались на некоторых участках Самотлорского, Локосов-ского и других месторождений.

На участках с избыточной закачкой воды при бурении новых скважин приходится на продолжительное время останавливать нагнетательные скважины для снижения пластового давления. Во избежание выбросов буровые бригады утяжеляют промывочную жидкость, что увеличивает загрязнение прискважинных зон пластов. Это является одной из причин того, что после ввода в эксплуатацию скважины, оборудованные насосами, переходят в бездействующий фонд. Фонтанирование скважин при высокой обводненности не обеспечивает оптимального режима их работы. Слабопроницаемые прослои не включаются в работу, что уменьшает нефтеизвлечение. Высокие пластовые давления требуют глушения скважин при ремонтных работах, что также ухудшает проницаемость призабойной зоны пласта.

Нарушением технологии заводнения является также обеспечение запланированных объемов закачки воды ограниченным по сравнению с проектом нагнетательным фондом.

По части простаивающих нагнетательных скважин необходимо решить ряд технологических задач. Недостаточный фонд скважин компенсируется более высокой приемистостью по ним, что вызывает неравномерное вытеснение нефти водой по площади, а, следовательно, снижение охвата пластов заводнением. Подобное нарушение допускается и по вновь вводимым месторождениям. При блоковых системах разработки отмечаются случаи освоения нагнетательных скважин в разрезающем ряду под закачку воды без отработки через одну.

Кажущийся эффект быстрого повышения давления в зоне закачки приводит в дальнейшем к отрицательным результатам: в разрезающих рядах остаются неотобранными значительные запасы нефти, что может вызвать необходимость бурения дополнительных добывающих скважин.

На Самотлорском месторождении в должной мере не нашел решения вопрос о нагнетании воды в низкопроницаемые пласты под повышенным давлением 19 МПа, что предусмотрено проектом разработки. Строительство объектов заводнения с повышенным давлением является неотложным делом, поскольку извлечение нефти из низкопроницаемых пластов и их выработка более чем в 2 раза ниже, чем из высокопроницаемых. К коллекторам с низкой продуктивностью приурочена половина остаточных запасов месторождения и их извлечению должно быть уделено повышенное внимание.

Серьезные трудности в организации заводнения на нефтяных месторождениях вносит нарушение последовательности бурения нагнетательных и добывающих скважин. Значительные отходы забоев скважин приводили к осложнениям при насосной эксплуатации. Например, для разбуривания многопластового Суторминского месторождения создавались многоскважинные (до 80) кусты, при которых отход забоев скважин достигал 1300--1400 м. Такой куст разбуривался 2--3 года, его бурение сразу на несколько объектов разработки затрудняло реализацию технологических решений по разработке продуктивных пластов, привело к продолжительному простою скважин после окончания бурения.

Техническим проектом на строительство скважин не в должной мере принималась во внимание специфика строения месторождения, свойства его пластов; он не всегда увязывался с основными положениями технологической схемы, в которой не были учтены все особенности многоскважинного кустового бурения. Осложнения были вызваны также тем, что в центральной части месторождения одновременно разбуривались четыре эксплуатационных объекта. В результате несвоевременно была сформирована регулярная система воздействия. Заводнение не удавалось освоить согласно технологической схеме из-за невозможности создания из числа пробуренных скважин элементов системы разработки, сформированных на каждом из объектов запроектированным числом нагнетательных и добывающих скважин. В последующем были приняты меры по исправлению допущенных нарушений.

На Талинском месторождении нарушение технологии заводнения было связано с резким отставанием буровых работ. Анализ, проведенный СибНИИНП, показал, что разбуривание велось без учета мест расположения КНС, элементы площадной системы формировались не полностью. При реализации системы были допущены значительные несоответствия объемов добываемой жидкости и закачиваемой воды. По 21 из 54 элементов закачка превысила 100%, а по отдельным элементам -- 200 и 300%, по остальным изменялась от 1 до 80%. В таких условиях в первом случае возможно оттеснение нефти из одних элементов в другие, во втором -- резкое падение давления.

Приведенные примеры говорят о необходимости более четкой координации работ в области бурения и обустройства месторождений.

Все еще с нарушениями требований решается вопрос качества воды, нагнетаемой в пласты. В проектных документах на разработку предусматривается нагнетание сеноманской воды или в связи с трудоемкостью ее извлечения создание оторочки этой воды, проталкиваемой поверхностной водой. Известны преимущества сеноманской воды как вытесняющего агента. Однако она нагнетается лишь на части месторождений. Стало почти правилом нагнетать в пласты поверхностные воды, очистка которых недостаточна, а содержание КВЧ периодически достигает 100 мг/л и более. При закачке поверхностных вод в скважинах интенсивно развиваются сульфатредуцирующие бактерии, активизирующие коррозию насосно-компрессорных труб нефтепромысловой системы сбора нефти и другого оборудования. Последствия закачки поверхностных вод должным образом не изучаются.

В связи с перечисленными осложнениями, а также вводом в разработку в основном месторождений с низкопроницаемыми коллекторами совершенно на новый уровень поднимается проблема подготовки воды для закачки и продуктивные пласты. Над ней работают институты отрасли и производственные объединения, разработана комплексная программа работ по поддержанию пластового давления, реализация которой позволит решить поставленные задачи.

Отмечаются случаи проектирования для новых недостаточно изученных пластов площадных систем разработки. Однако при эксплуатационном разбуривании по мере накопления информации о геологическом строении по ряду месторождений выясняется, что в реализации столь жестких систем заводнения нет необходимости. На месторождениях Повховском, Талинском и других в процессе разработки площадные системы были преобразованы в рядные. Это показывает, что для недостаточно изученных геологически пластов целесообразно проектировать блоковые системы и лишь при необходимости переходить на площадные или избирательные системы.

Гидродинамические методы воздействия -- циклическое заводнение и метод изменения направления фильтрационных потоков -- нашли довольно широкое применение на месторождениях страны и Западной Сибири.

В 1993 г. за счет гидродинамических методов в Западной Сибири извлечено более 22,0 млн. т нефти. Однако не во всех технологических документах рассматриваются варианты с их применением. Хотя именно этот метод воздействия, особенно на конечной стадии разработки может найти на месторождениях Западной Сибири еще большее развитие.

6.1 Выводы

1. Необходимо повысить требовательность к обеспечению проектных сроков начала заводнения и запроектированных объемов закачиваемой воды и отбираемой жидкости, установленных проектным документом, соотношений количества добывающих и нагнетательных скважин.

2. При проведении авторских надзоров необходимо определять в различные периоды разработки оптимальные объемы нагнетания воды, обеспечивающие баланс отбора и закачки по отдельным элементам, участкам и зонам пласта и нормальные условия для бурения и ремонта скважин.

3. Обеспечить координацию бурения, освоения скважин и обустройства месторождений, не допуская ввода скважин при отсутствии КНС и других объектов.

4. Не допускать при рядных системах разработки освоения нагнетательных скважин, не обеспечив выработку основной части запасов в нагнетательном ряду, осваивая нагнетательные скважины через одну.

5. Обеспечить дифференцированное заводнение на месторождениях с высоко- и низкопродуктивными коллекторами, не допуская научало заводнения пресными водами без оторочки сеноманских вод.

6. При проектировании разработки нефтяных месторождений повысить требования к качеству закачиваемых вод, предусматривая повышение степени их очистки и бактерицидную обработку.

7. При усложняющихся геолого-физических характеристиках продуктивных пластов обосновывать проектные показатели разработки не только по эксплуатационным объектам в целом, но и дифференцированно по участкам с разными условиями залегания нефти и продуктивностью,

8. На всех месторождениях, где проектируется разработка с заводнением, обязательно рассчитывать вариант, позволяющий уже на первой стадии разработки внедрять циклический метод заводнения и метод изменения направления фильтрационных потоков.

9. Повысить уровень информационного обеспечения и качества его обработки, добиваясь получения данных, необходимых для решения задач оптимальной разработки и ее регулирования, а также исходных данных для принятия оперативных технологических решений.

7. СОСТОЯНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНОГО ФОНДА НГДУ «МАМОНТОВНЕФТЬ»

На 1.01.99г. эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составил 1373 шт., из них под закачкой - 642 cкв. (47%), в бездействии - 622скв. (45%), в освоении - 99 скв.

Если к началу года самый большой процент (28%) -178 скв. - от неработающего фонда составляли скважины, остановленные для снижения Рпл, то к концу года их количество снизилось до 131.

Половина из них (72скв.) - в районе ЦДНГ-1. Среднее пластовое давление здесь 255-262 Атм. Эти скважины стоят с 1990-96 гг.

Аварийный фонд составляет 12% от неработающего - 168 скважин, среди которых наибольшее количество скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами - 73 шт. (это количество не изменилось в течение года).

В течение года увеличилось число скважин с нерентабельной закачкой (в основном, по ЦДНГ-10).

На 1.01.99г. увеличилось общее число скважин с низкой приемистостью - с 228 до 274, из них 126скв. - в работе (присыпан забой), 85 скважин простаивает из-за засоренности призабойной зоны и пласта, 58- с низкими коллекторскими свойствами.

По наземному оборудованию простаивает 105 скважин, из них -почти половина (47шт.) - с неисправностью устьевого оборудования (неисправны задвижки).

За 1998 год из нагнетательного фонда в ожидании ликвидации выбыло - 3. Из нефтяного фонда в нагнетательный вошло 13 скважин, введено под нагнетание -7 (6 - Мамонтовское м/р, 1 - Тепловское).

8. ДИНАМИКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ФОНДА НГДУ «МАМОНТОВНЕФТЬ»

Эксплуатационный фонд по НГДУ "МН" на 1.01.99г. составил 3538 скважин, что меньше, чем на начало 1998 года -3652- на 114 скважин. Это связано с выводом в ожидание ликвидации 50 бездействующих скважин, незавершенных КРС, 55 скважин - в пьезометрический фонд, 1 скважина - в консервацию, 13 скважин - в фонд ППД, 1 скважина была принята в освоение, 4 скважины - введены в работу из пьезометров.

Общий неработающий фонд по НГДУ на 1.01.99г. составил 1597 скв. За год он сократился на 106 скважин. В основном, это сокращение произошло за счет уменьшения бездействующего фонда с 1536 до 1464 скважин (на 72 скважины), простаивающего - со 147 скважин до 117 (на 30 скв.) Из бездействия в работу было введено силами КРС 129 скважин со средним дебитом 13,8 т/сут, силами бригад ПРС - 288 скважин со средним дебитом на одну скважину 10,4 т/сут, и прочих - 401 скважина (с дебитом 5,8 т/сут). В бездействие ушло 824 скважины со средним дебитом 5,6 т/сут.

Уменьшилось количество бездействующих скважин, остановленных по технологическим причинам и причинам, связанным с неисправностью наземного оборудования. За 1998 год было запущено 100 скважин, простаивающих из-за нерентабельности по обводнению.

Заметно увеличилось число простаивающих скважин в ожидании ПРС, а именно с R=0 и отсутствием подачи. Вероятно, это связано с уменьшением числа бригад ПРС, уменьшением числа ремонтов, а также со снижением дебита скважин в ожидании ПРС и, как следствие, возросшей нерентабельностью этих ремонтов.

...