2 стадия (2003 год) - стабилизация добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти.

Вторая стадия была непродолжительна и составляла всего 1 год, что обуславливается высокой вязкостью добываемой продукции. На этой стадии добыча нефти была максимальный и составляла 304,9 тыс. т. Фонд добывающих скважин составлял 30 единиц, нагнетательных – 4. (Две добывающих скважины перевели под нагнетание, одну – в консервацию).

К концу второй стадии накопленная добыча нефти и жидкости составила 1297,9 тыс.т и 1828,23 тыс.т соответственно. Степень выработки от начальных извлекаемых запасов –46,1 %, при обводненности 50,4%.

3 стадия (2004 – 2012 годы) характеризуется падающей добычей нефти, значительным ростом обводненности при заводнении пластов и неуклонным ее нарастанием, снижением добывающего фонда скважин.

С 2004 года залежь вступила в третью стадию разработки. Она характеризуется снижением добычи нефти. За год добыча значительно упала и составила 160,3 тыс.т. В связи этим наблюдается значительное снижение других показателей. Среднесуточный дебит нефти упал с 31,9 т/сут до 20,7 т/сут, а степень выработки увеличилась с 46,1 % до 61,1 %. Увеличилась закачка воды, составившая к концу года 559,5 тыс.м³.

К концу 2011 года фонд добывающих скважин составил 24 единицы, нагнетательных - 6 единиц. Накопленная добыча нефти составила 2211 тыс.т, жидкости – 8188,5 тыс.т, степень выработки от начальных извлекаемых запасов – 78,5 %, при обводнености продукции 94,1%. Третья стадия длится до сегодняшнего дня.

График разработки пласта Б₂ представлен на рисунке 2.1. Технологические показатели разработки представлены в таблице 2.1.

График разработки пласта Б₂ Красногородецкого месторождения на 01.01.2012 года


Рис. 2.1.

Таблица 2.1.
Технологические показатели разработки пласта Б2 Красногородецкого месторождения
Годы	Действующий		Годовая добыча, тыс.т				Обводн.		Среднесуточный			Накопленная добыча, тыс.т				Годовая добыча в пласт.усл., тыс.м3
	фонд скважин						пов.		дебит, т/сут
	всего	в т. ч.	нефти	воды	жидко-	весовая,		нефти		жидко-	нефти		воды	жидкости	нефти		воды	жидко-
		совм-х			сти	%				сти								сти
1	2	3	4	5	6	7		8		9	10		11	12	13		14	15
1990	2	0	0,016	0	0,016	0		8		8	0,016		0	0,016	0,018		0,000	0,018
1991	2	0	11,074	0,538	11,612	4,6		16,7		17,5	11,09		0,538	11,628	12,735		0,000	12,735
1992	2	0	12,302	0,731	13,033	5,6		17		18	23,392		1,269	24,661	14,147		0,000	14,147
1993	3	0	15,626	0,281	15,907	1,8		21,4		21,8	39,018		1,55	40,568	17,970		0,000	17,970
1994	15	0	43,177	1,759	44,936	3,9		12,2		12,7	82,195		3,309	85,504	49,654		0,000	49,654
1995	18	0	52,048	2,413	54,461	4,4		8,7		9,1	134,243		5,722	139,965	59,855		0,000	59,855
1996	22	0	65,467	5,66	71,127	8		8,9		9,7	199,71		11,382	211,092	75,287		0,000	75,287
1997	30	0	78,4	10,954	89,354	12,3		8,6		9,8	278,11		22,336	300,446	90,160		0,000	90,160
1998	35	0	88,62	7,672	96,292	8		7,2		7,8	366,73		30,008	396,738	101,913		0,000	101,913
1999	35	0	89,639	13,222	102,861	12,9		7,3		8,3	456,369		43,23	499,599	103,085		0,000	103,085
2000	35	0	97,095	18,244	115,339	15,8		7,9		9,4	553,464		61,474	614,938	111,659		0,000	111,659
2001	35	0	199,906	47,094	247	19,1		16		19,8	753,37		108,568	861,938	229,892		0,000	229,892
2002	33	0	239,658	112,081	351,739	31,9		20,9		30,6	993,028		220,649	1213,677	275,607		0,000	275,607
2003	30	0	304,916	309,638	614,554	50,4		31,9		64,3	1297,944		530,287	1828,231	350,653		0,000	350,653
2004	31	0	260,96	541,392	802,352	67,5		27,3		83,9	1558,904		1071,679	2630,583	300,104		0,000	300,104
2005	30	0	160,3	454,713	615,013	73,9		20,7		79,5	1719,204		1526,392	3245,596	184,345		0,000	184,345
2006	28	0	128,985	637,227	766,212	83,2		15,1		89,5	1848,189		2163,619	4011,808	148,333		0,000	148,333
2007	29	0	106,462	765,271	871,733	87,8		12,9		105,9	1954,651		2928,89	4883,541	122,431		0,000	122,431
2008	27	0	84,673	796,69	881,363	90,4		10,4		107,8	2039,324		3725,58	5764,904	97,374		0,000	97,374
2009	26	0	67,594	778,647	846,241	92		8,8		109,6	2106,918		4504,227	6611,145	77,733		0,000	77,733
2010	24	0	58,375	745,734	804,109	92,7		7,9		108,9	2165,293		5249,961	7415,254	67,131		0,000	67,131
2011	24	0	45,709	727,576	773,285	94,1		6		101,2	2211,002		5977,537	8188,539	52,565		0,000	52,565

---

Продолжение таблицы 2.1.																		0
Технологические показатели разработки Красногородецкое Красногородецкий Б2(С-1)
Годы	Накопленная добыча в пласт.усл., тыс.м3			Текущий		Степень		Темп отбора			Обводн.	Действующий		Закачка воды,		Компенсация			Приеми-
				КИН,		выработки		извл. запасов, %			в пл-х	фонд нагн. скв-н		тыс.м3		отбора закачкой, %			стость
	нефти	воды	жидко-		доли ед.		нач. извл.		началь-	остаточ-	условиях,	всего	в т. ч.	годовая	накопл.	текущая	накопл.		нагн. скв.,
			сти				зап., %		ных	ных	%		совм-х						м3/сут
16	17	18	19		20		21		22	23	24	25	26	27	28	29	30		31
1990	0,018	0,000	0,018		0		0		0	0	0	0	0	0	0	0	0		0
1991	12,754	0,000	12,754		0,003		0,4		0,4	0,4	0	0	0	0	0	0	0		0
1992	26,901	0,000	26,901		0,005		0,8		0,4	0,4	0	0	0	0	0	0	0		0
1993	44,871	0,000	44,871		0,009		1,4		0,6	0,6	0	0	0	0	0	0	0		0
1994	94,524	0,000	94,524		0,019		2,9		1,5	1,6	0	0	0	0	0	0	0		0
1995	154,379	0,000	154,379		0,031		4,8		1,8	1,9	0	0	0	0	0	0	0		0
1996	229,667	0,000	229,667		0,047		7,1		2,3	2,5	0	0	0	0	0	0	0		0
1997	319,827	0,000	319,827		0,065		9,9		2,8	3,1	0	0	0	0	0	0	0		0
1998	421,740	0,000	421,740		0,086		13		3,1	3,6	0	0	0	0	0	0	0		0
1999	524,824	0,000	524,824		0,107		16,2		3,2	3,8	0	0	0	0	0	0	0		0
2000	636,484	0,000	636,484		0,129		19,7		3,4	4,3	0	0	0	0	0	0	0		0
2001	866,375	0,000	866,375		0,176		26,8		7,1	9,7	0	0	0	0	0	0	0		0
2002	1141,982	0,000	1141,982		0,232		35,3		8,5	13,2	0	2	0	19,015	19,015	6,9	1,7		46,3
2003	1492,635	0,000	1492,635		0,303		46,1		10,8	20,1	0	4	0	214,785	233,8	61,3	15,7		183,2
2004	1792,739	0,000	1792,739		0,364		55,4		9,3	20,8	0	4	0	374,506	608,306	124,8	33,9		258,8
2005	1977,084	0,000	1977,084		0,401		61,1		5,7	14,6	0	5	0	326,637	934,943	177,2	47,3		245,8
2006	2125,417	0,000	2125,417		0,431		65,7		4,6	13,3	0	4	0	559,506	1494,449	377,2	70,3		290,9
2007	2247,848	0,000	2247,848		0,456		69,4		3,8	12,4	0	6	0	449,93	1944,379	367,5	86,5		216,6
2008	2345,222	0,000	2345,222		0,476		72,4		3	10,9	0	6	0	403,099	2347,478	414	100,1		184,4
2009	2422,956	0,000	2422,956		0,492		74,8		2,4	9,5	0	6	0	401,51	2748,988	516,5	113,5		186,8
2010	2490,087	0,000	2490,087		0,505		76,9		2,1	9	0	6	0	473,369	3222,357	705,1	129,4		218,1
2011	2542,652	0,000	2542,652		0,516		78,5		1,6	7,6	0	6	0	495,51	3717,867	942,7	146,2		227,6

---

2.2.1 Анализ обводненности пласта в первой стадии разработки (до закачки воды)

Изначально считается, что на первой стадии разработки обводненность отсутствует. Опыт разработки показал, что это не всегда так. Основные причины обводнения, до применения на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД), делятся на две большие группы: техническая и геолого-физическая и технологическая.

К техническим причинам обводнения в основном относятся:

- нарушение герметичности эксплуатационной колонны из-за коррозии;

- заколонная циркуляция в интервале продуктивных пластов;

- нарушение технологии при разбуривании цементных мостов.

К геолого-физическим и технологическим относятся геологическое строение, неоднородность пластов, изменение проницаемости по площади залежи, а именно наличие:

- трещиновато-порового коллектора;

- водонасыщенного пласта с нефтесодержанием 0,5;

- водо-нефтяных зон (ВНЗ);

- высокой вязкости нефти;

- высокий темп отбора нефти с начала эксплуатации и т.д.

К Красногородецкому месторождению пласту Б₂ относятся следующие факторы: высокий темп отбора нефти с начала эксплуатации, высокая вязкость добываемой нефти, а так же наличие водонефтяных зон.
2.2.2. Анализ применения геолого-технических мероприятий

Результаты применения технологий повышения нефтеотдачи пластов на Красногородецком месторождении показали, что они обеспечивают добычу нефти из пластов и позволяют поддерживать стабильный уровень добычи.

Прежде всего рассмотрим ГТМ, проводившиеся в период с 2003 по 2007гг. Данные по этому периоду приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

---

Выполнение планируемых мероприятий

Пласт	Годы	Планируемые мероприятия (Проект разработки 2003г.)	Выполненные на 1.01.05 г.	Выполненные на 1.01.07 г.
Б2	2003	Отбор нефти – 366,4 тыс.т, Обводненность - 48% qн-30 т/сут, qж-57,6 т/сут, фонд - 36 доб.скв., 2 нагн.скв.	Факт.отбор - 305 тыс.т, (невыпол. на 61,4 тыс.т – 16,8%) Обводненность -50,4% qн - 27,4 т/сут, qж-55,3 т/сут, фонд - 30 доб.скв., 4 нагн.	-
		Возврат трех скв. 131,134,142 с пл.В1 Добыча из новых скв. – 27,6 тыс.т, дебит нефти – 92 т/сут.	Скважины не переведены Скв. 131,134 – в дейст. доб. фонде пл. В1, скв.142 – в б/д	Скважины не переведены. Скв. 131, 142 – в дейст. доб. фонде пл. В1
		Оптимизация работы по 15 скважинам (100,109,112,118,121,130,132,136,139,140,141,143,144,145,154) Доп.добыча – 180 тыс.т	Увелич. производительности по11скв.: 109,112,118,130,136,139,141,145,154,(+107,146) Доп.эффект – 71,9 тыс.т нефти	-
		Объем закачки – 55 т.м3, прием.-75,5м3/сут.	Объем закачки 215 т.м3, прием.-182м3/сут.	-
	2004	Отбор нефти – 299,4 тыс.т, обводненность 68,6% qн - 25,9т/сут, qж - 82,4 т/сут, фонд - 27 доб.скв., 10 нагн.скв	Факт – 260 тыс.т, (невыпол. на 38,5 тыс.т - 13%) Обводненность - 67,5% qн-23,7т/сут, qж-72,8 т/сут, фонд 31 доб.скв.,4 нагн. Оптимизация по скв.109,115,125 – эффект 13,85 тыс.т	-
		Ввести 8 проектных нагнет. скважин (в отработке на нефть): №№ 14,103,119,120,124,140,144,153. Нагн. фонд – 10 скв., объем закачки – 217 тыс.м3, приемистость -100 м3/сут, Закачка ПАА, ГОС, БП-92	Пущены под закачку скв.120,129. В освоении - скв.108, в б/д – скв.147. Нагн. фонд – 4 скв., объем закачки – 374,5 тыс.м3, приемистость – 260 м3/сут. Закачка сточной воды	Пущены под закачку скв.№147, 149. Нагнетательный фонд - 7 скв.

---

Пласт	Годы	Планируемые мероприятия (Авторский надзор 2005г.)	Выполненные на 1.01.08 г.
Б2	2005	Отбор нефти – 168.8 тыс.т, qн -21.3 т/сут, qж - 71,1 т/сут, фонд - 32 доб.скв., 6 нагн.скв.	Факт.отбор – 160.3 тыс.т (невыпол. на 8,5 тыс.т – 5%), обводненность - 80%, qн - 18,8 т/сут, qж - 93,9 т/сут, фонд - 31 доб.скв., 6 нагн.
		Перевести скв.№14,100,101и 108 в контрольный фонд	Не переведены.
	2006	Отбор нефти – 167,1 тыс.т, обводненность - 80,2%, qн -18,8 т/сут, qж - 94,8 т/сут, фонд - 29 доб.скв., 5 нагн.скв.	Факт.отбор – 129,0 тыс.т (невыпол. на 38,1 тыс.т – 22,8%), обводненность - 87,8%, qн -13,2 т/сут, qж - 108,4 т/сут, фонд - 29 доб.скв., 8 нагн.
		Полимерное заводнение с 2006г.	Не выполнено
		В 2006г. перевод под закачку скв.№103, 119, 149	Скважина №119, 149 переведена под закачку 01.2006г.
	2007	Отбор нефти – 137,3 тыс. т, обводненность – 84,4%, qн -17,7 т/сут, qж - 113,9 т/сут, фонд – 24 доб.скв., 5 нагн.скв.	Факт.отбор – 122,7 тыс.т, (невыпол. на 14,6 тыс.т – 12%), обводненность – 87,8%, qн -10,6 т/сут, qж - 86,8 т/сут, фонд - 30 доб.скв., 8 нагн.

В 2008 году проводились следующие ГТМ:

1. 
   ППР - смена оборудования на скважине №146, прирост дебита нефти на конец года - отрицательный.
   
2. 
   ИДН – увеличение производительности ЭЦН на скважине №114, прирост дебита нефти на конец года – отрицательный. Причина недостижения расчетных приростов – рост обводненности.
   
3. 
   ОПЗ – скважина №112, прирост дебита нефти – положительный.
   
4. 
   ОПЗ по технологии НХС (без подъезда бригады) – скважина №120. Результат – увеличение приемистости.
   

---

Смотрите также файлы

• Изучить стандарт bpm (Business Performance Management) и его возможности для бизнесанализа и финансового моделирования.docx

• Задание к теме 12 Основываясь на содержании темы 12 Реструктуризация управления компанией.docx

• Программа среднего профессионального образования 46. 02. 01 Документационное обеспечение управления и архивоведение Дисциплина Методика и практика архивоведения Практическое занятие 6.rtf

• Контрольная работа философия управления и ее место в структуре научного знания слушатель 501 уч группы.docx

• Предмет теории государства и права.docx