Анализ разработки Вынгапуровского месторождения

Промышленная добыча газа на Вынгапуровском месторождении ведется из сеноманской залежи, нефти – из залежей прирученных к нефтегазовым горизонтам ПК 1; БВ 4; БВ 5; БВ 6; БВ 7; БВ 8; БВ 9, ачимовской толщины, Ю1; Ю2, причем основная добыча ведётся по самому крупному объекту месторождения, пласту БВ 8 (основной), разработка данного эксплуатационного объекта в настоящее время находится на III стадии разработки – характеризующейся значительной выработкой извлекаемых запасов, большей обводненностью, неуклонным падением нефти, и увеличением выбытия скважин из эксплуатации.

При общем фонде Вынгапуровского месторождения насчитывается 1643 скважины, эксплуатационный фонд добывающих составляет 560 скважин из них дей- ствующих добывающих – 40% от общего фонда скважин, в нерабочий фонд вошли 20,1% скважин.

С обводненностью свыше 50% работают 138 скважин, из них 17% скважины дают продукцию c обводненностью выше 95% в 2012 году число скважин, имеющих обводненность менее 10%, составляло 89% от всего действующего фонда, более 50% – 5,8% от всего действующего фонда. На 01.01.13 г. процент скважин, имеющих обводненность до 10%, снизился и равен 35% от всего действующего фонда, число скважин, имеющих обводненность более 50%, увеличилось и составляет 31% от всего действующего фонда. Идет постепенное перераспределение фонда по обводненности в сторону увеличения обводненности.

Коэффициент эксплуатации добывающего фонда составляет 525. Почти весь фонд консервации расположен в диапазоне остановочных дебитов от 0 до 5 т/сут (89,9% всего фонда консервации) и 4 скважины в диапазоне от 5 до 25 т/сут. Высокие остановочные дебиты объясняются тем, что скважины расположены в зоне газовой шапки, что дает основание не доверять замеренным дебитам из-за высокого газового фактора.

Практически безводных насчитывается 42,5% от фонда консервации и с обводненностью выше 95% – 33,0% скважин. Для ввода в эксплуатацию неработающего низкодебитного фонда проводят работы по интенсификации притока. К таким работам относятся: дострел или перестрел пласта, ОПЗ (соляно-кислотные обработки с различным временем воздействия), организация циклического воздействия закачкой, перевод на форсированный отбор и другие. Одним из эффективных методов вовлечения в разработку недренируемых, трудноизвлекаемых запасов на данный момент является гидроразрыв пласта (ГРП) и зарезка вторых стволов. Кроме положительных фактов влияния ГРП есть и отрицательные. После проведения ГРП в скважинах, спустя некоторое время, из трещин начинается выпадение пропанта, который перекрывает интервал перфорации, снижая дебиты и приводя к прекращению фонтанирования и отказу ЭЦН. Выходом может быть применение просмоленного пропанта или проведение мини-ГРП.

Скважины, находящиеся в бездействии по причине слабого притока, имеют суммарный ожидаемый дебит по нефти 320 т/сут.

Из 66 скважин на 28-ми намечено проведение интенсификации, за счет чего планируется получить суммарный дебит нефти 210 т/сут (под интенсификацией понимается гидроразрыв пласта, дострел или пе-рестрел пласта, проведение комплексной ОПЗ и химических обработок, зарезка второго ствола и др.). 32 скважин находятся в ожидании комплексной обработки призабойной зоны. Суммарный ожидаемый дебит нефти по ним составляет 70 т/сут. 6 скважин из этой категории требуют ликвидации аварии, ожидаемый суммарный дебит по ним составит 40 т/сут. Фонтанным способом на месторождении работают только 2,14% скважин от всего действующего фонда.

В настоящее время на Вынгапуровском месторождении уделяется особое внимание снижению затрат на добычу нефти с целью снижения себестоимости и увеличения объемов продаж. Это является важной научно – технической проблемой разработки нефтяных месторождений, как при наиболее полном извлечении нефти из недр сохранить высокие технико– экономические показатели работы предприятия.