Дипломная работа: Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов

На рис. 3.1. и 3.2. приведена динамика основных технологических показателей разработки Хохряковского месторождения за 2003 год и карта текущего состояния разработки объекта ЮВ1 на 01.2004 г.

Темп отбора от НИЗ в 2004 году составил 3%. Коэффициент нефтеизвлечения и отбор от НИЗ в 2004 году составили 12,1% и 36,5% соответственно.

Проектом предусматривалось завершения бурения в 1998 году. Фактически в 2004 году из бурения введено 7 новые добывающие скважины (№931, 932, 1024).

3.3 Фонд добывающих скважин и показатели его эксплуатации в 2004 году

Изменение структуры фонда добывающих приведено в табл. 3.2.

Таблица 3.2. Динамика фонда добывающих скважин Хохряковского месторождения

По состоянию на 01.01.2004 года на Хохряковском месторождении насчитывалось 548 добывающих скважин (см. табл. 3.2.). При этом эксплуатационных нефтяных скважин – 499 (91,0%), действующих – 374 (68,2%). По сравнению с прошлым годом добывающий фонд по месторождению уменьшился на 20 скважин, а действующий увеличился на 3 скважины.

В 2004 году по разным причинам в неработающий фонд выбыло 29 скважин. Под закачку из действующего нефтяного фонда в течение 2004 года переведено 17 скважин.

Суммарные суточные потери по нефтяным скважинам, выбывшим в неработающий фонд, составили 193,7 тонн по нефти и 996,3 тонны по жидкости. Средний дебит нефти и обводненность составили 6,7 т/сут и 80,6% соответственно.

Суммарные суточные потери по действующим нефтяным скважинам, перешедшим в фонд ППД, составили 78,8 тонн по нефти и 368,8 тонны по жидкости. Средний дебит нефти и обводненность составили 4,6 т/сут и 78,6% соответственно.

В 2003 году в ходе проведения геолого-технологических мероприятий из неработающего нефтяного фонда запущено в работу 46 скважин. На 01.01.04 г. средний дебит нефти по этой группе скважин составил 9,1 т/сут, жидкости 30,0 т/сут и обводненность 69,5%. Суммарная суточная добыча составила 420,4 тонн нефти и 1379,7 тонн жидкости. Кроме того, из нефтяного неработающего фонда 10 скважин переведены в ППД и запущены под закачку со средней приемистостью 200 м3/сут. Ниже в таблице 3.3. приведено распределение скважин действующего фонда, выбывшего в 2003 году в неработающий фонд по дебиту нефти и обводненности.

Таким образом, по состоянию на 01.01.2004 года в действующем добывающем фонде находится 374 скважины.

В таблице 3.4. приведено распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности на 01.01.04 г. Рассматривая результаты распределения можно сделать следующие выводы:

С дебитами жидкости до 20 т/сут работает 69 скважин (18,4% действующего фонда), из них 29 скважин имеют обводненность менее 30% (по этим скважинам возможно проведение мероприятия по интенсификации притока).

В интервале дебитов жидкости от 20 до 50 т/сут работают 142 скважины (37,9%), основная часть которых 75 скважин (52,8%) имеют обводненность ниже 30% и только 17 скважин (11,9%) имеют обводненность выше 80%.

Таблица 3.3. Распределение действующего фонда скважин выбывшего в неработающий фонд в 2003 году по состоянию на 01.12.04 г.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17