Введение Месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области в 115 км к северо-востоку от г. Самары (стр. 5 )

Разработка объекта Б-2 начата в 1992 году вводом разведочных скважин №10 и №14 в эксплуатацию механизированным способом на ШГН: скв. №10 с дебитом безводной нефти 10 т/сут скв. №14 с дебитом безводной нефти 6 т/сут.

Система ППД организована в 2004 г. переводом двух скважин (№ 000 и № 000) под нагнетание. Это увеличило уровень годовой добычи нефти на 39 тыс. т за 2004 г. и 105 тыс. т за 2005 г. по сравнению с 2003 г. (200 тыс. т).

В 2005 г. добыча нефти была максимальной и составила 304,9 тыс. т (10,8% от НИЗ), попутно было добыто 309,6 тыс. т воды, среднегодовая обводненность добываемой продукции 50,4 %, среднесуточный дебит нефти – 27,4 т/сут, жидкости – 55,3 т/сут.

Динамика технологических показателей разработки объекта Б-2 представлена в табл. 2.1 и на рис. 2.2.

В 2006 г. две нагнетательные скважины были обработаны сшитыми полимерными системами (СПС). В скв.129 закачано 843 м3 раствора СПС (ПАА-1886кг, ацетат хрома-377,2 кг). Приемистость снизилась с 552 м3/сут при давлении закачки 50 атм. до 480 м3/сут при 48 атм. В скв.126 закачано 1000 м3 раствора СПС (ПАА-2000кг, ацетат хрома-400 кг). Приемистость снизилась с 288 м3/сут при давлении закачки 50 атм. до 100 м3/сут при 80 атм. По добывающим скважинам положительного эффекта получено не было.

За весь период разработки отобрано 2291 тыс. т нефти и 9755 тыс. т жидкости. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,535 (при утвержденном 0,657); степень выработки НИЗ – 81,4 %. Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.2016 г. составляют 524 тыс. т.

Скважины вводились в эксплуатацию механическим способом посредством ШГН.

За весь период эксплуатации основная доля накопленной добычи нефти (1628,5 тыс. т или 71,1%) была отобрана установками ЭЦН. Доля добычи штанговыми насосными установками – 28,9% или 662,3 тыс. т. В период 2002-2005 г., проведены работы по интенсификации добычи нефти (перевод с ШГН на ЭЦН), что привело к увеличению годовых отборов нефти. Максимум зафиксирован в 2005 году – 304,9 тыс. т (ШГН-14,4 тыс. т, ЭЦН-290,5 тыс. т) при фонде скважин, состоящем из 30 добывающих (в том числе ШГН-12, ЭЦН-20 скважин) и четырех нагнетательных скважин.

Начиная с 2006 года, на фоне роста содержания воды в добываемой продукции скважин отмечается ежегодное сокращение отборов нефти. В 2006 году объем добычи нефти по сравнению с 2005 г. сократился на 14,4% (или 43,96 тыс. т), и составил 260,96 тыс. т. При этом обводненность добываемой продукции увеличилась до 67,5%. До 2015 года тенденция к снижению добычи нефти и увеличению обводненности сохранилась.

Таблица 2.1

Динамика технологических показателей разработки пласта Б-2

Годы	Действующий фонд скв	Годовая добыча, тыс. т	Обводн. пов. весов. %	Среднесуточный дебит, т/сут	Накопленная добыча, тыс. т	Текущий КИН, доли  ед.	Степень выработки НИЗ, %	Темп выработки извл. запасов, %	Фонд нагнет. скв	Закачка воды, тыс. м3	Приемистость, м3/сут
нефти	жидкости	нефти	жидкости	нефти	жидкости	нач.	остат.	годовая	накопл.
1992	2	0.02	0.02	0.0	8.0	8.0	0	0	0.000	0.0	0.0	0.0	0	0	0	0
1993	2	11.1	11.6	4.6	16.7	17.5	11	12	0.003	0.4	0.4	0.4	0	0	0	0
1994	2	12.3	13.0	5.6	17.0	18.0	23	25	0.005	0.8	0.4	0.4	0	0	0	0
1995	3	15.6	15.9	1.8	21.4	21.8	39	41	0.009	1.4	0.6	0.6	0	0	0	0
1996	15	43.2	44.9	3.9	12.2	12.7	82	86	0.019	2.9	1.5	1.6	0	0	0	0
1997	18	52.0	54.5	4.4	8.7	9.1	134	140	0.031	4.8	1.8	1.9	0	0	0	0
1998	22	65.5	71.1	8.0	8.9	9.7	200	211	0.047	7.1	2.3	2.4	0	0	0	0
1999	30	78.4	89.4	12.3	8.6	9.8	278	300	0.065	9.9	2.8	3.0	0	0	0	0
2000	35	88.6	96.3	8.0	7.2	7.8	367	397	0.086	13.0	3.1	3.5	0	0	0	0
2001	35	89.6	102.9	12.9	7.3	8.3	456	500	0.107	16.2	3.2	3.7	0	0	0	0
2002	35	97.1	115.3	15.8	7.9	9.4	553	615	0.129	19.7	3.4	4.1	0	0	0	0
2003	35	199.9	247.0	19.1	16.0	19.8	753	862	0.176	26.8	7.1	8.8	0	0	0	0
2004	33	239.7	351.7	31.9	20.1	29.5	993	1214	0.232	35.3	8.5	11.6	2	19.0	19	46.3
2005	30	304.9	614.6	50.4	27.4	55.3	1298	1828	0.303	46.1	10.8	16.7	4	214.8	234	183.2
2006	31	261.0	802.4	67.5	23.7	72.8	1559	2631	0.364	55.4	9.3	17.2	4	374.5	608	258.8
2007	30	160.3	615.0	73.9	18.8	72.0	1719	3246	0.401	61.1	5.7	12.8	5	326.6	935	245.8
2008	28	129.0	766.2	83.2	13.2	78.2	1848	4012	0.431	65.7	4.6	11.8	4	559.5	1494	290.9
2009	29	106.5	871.7	87.8	10.6	86.8	1955	4884	0.456	69.4	3.8	11.0	6	449.9	1944	216.6
2010	27	84.7	881.4	90.4	8.4	87.5	2039	5765	0.476	72.4	3.0	9.8	6	403.1	2347	184.4
2011	26	67.6	846.2	92.0	7.2	90.3	2107	6611	0.492	74.8	2.4	8.7	6	401.5	2749	186.8
2012	24	58.4	804.1	92.7	6.5	89.7	2165	7415	0.505	76.9	2.1	8.2	6	473.4	3222	218.1
2013	24	45.7	773.3	94.1	5.3	90.1	2211	8189	0.516	78.5	1.6	7.0	6	495.5	3718	227.6
2014	21	40.4	779.7	94.8	5.1	98.4	2251	8968	0.526	80.0	1.4	6.7	6	454.5	4172	209.6
2015	22	39.7	786.2	95.0	5.1	100.3	2291	9755	0.535	81.4	1.4	7.0	6	440.7	4613	203.6

Технологические показатели разработки пласта Б-2