Головна

Аналіз структури фонду свердловин і їх поточних дебітів, технологічних показників розробки

  1.  B) ?изил фонду жасил ше?берді? суретін
  2.  Cистема показників для оцінки ринкової активності
  3.  I група показників [110].
  4.  I. Аналіз завдання
  5.  I. Аналіз словосполучення.
  6.  I. ВСТУП В АНАЛІЗ ЛІКАРСЬКИХ ФОРМ
  7.  I. Ситуаційний аналіз внутрішньої діяльності.

В даний час родовище розробляється відповідно до уточненого проектним рівнем видобутку і обсягу бурових робіт на період 2008-2009 рр., Затвердженого Центральною Комісією по розробці Республіки Казахстан (ЦКР РК).

У складеній технологічною схемою розробки в 1996 р році передбачалася реалізація на I об'єкті розробки роторно-циклічного заводнення по базарною зверненої девятіточечной схемою, фактично на родовищі дана схема заводнення не реалізується. [1]

Фактично протягом усього періоду розробки родовища видобуток нафти з основних об'єктів розробки, а, отже, і в цілому по родовищу, не відповідає проекту.

На 01.01.2009 р на родовищі Каракудук в промисловій розробці перебували чотири основних об'єкта розробки: I (Ю-I-II А-IIБ продуктивні горизонти), II (Ю-VIа продуктивний горизонт), III (Ю-VIII-IX продуктивні горизонти) , IV (Ю-X продуктивний горизонт), а також горизонт Ю-IVБ, виділений в об'єкти повернення.

1на 01.01.2010 р на балансі компанії числяться 155 експлуатаційних свердловин, в тому числі: діючі - 134 свердловини (№№ 1біс, 4, 6, 8, 11, 12, 20, 84, 89, 91, 100, 101, 102 , 103, 105, 107, 109, 101, 108, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 122, 126, 128, 129, 130, 131, 132, 133, 134 , 135, 136, 137, 138, 139, 140-1, 141, 142, 143, 146, 148, 150, 152, 153, 154, 155, 156, 157, 158, 160, 161, 162, 164, 166 , 167, 168, 169, 170, 171біс, 172, 174, 175, 176, 177, 179, 181, 183, 184, 185, 187, 188, 191, 193, 194, 196, 197, 198, 199, 200 , 202, 203, 204, 205, 206, 208, 209, 210, 212, 213, 214, 215, 216, 217, 218, 220, 221, 223, 224, 225, 226, 227, 230, 232, 235 , 238, 239, 240, 241, 243, 244, 245, 250, 251, 252, 256, 261, 263, 267, 268, 269, 270, 272, 276, 290, 292, 293), з них в просте - 9 свердловин (№ 89, 167, 169, 206, 208, 252, 256, 269, 276).

У бездіяльності - 20 свердловин (№1, 10, 13, 21, 87, 92, 99, 171, 186-1, 237, 248, 260, 262, 265, 266, 273, 280, 282, 283, 289), в тому числі бездіяльність минулих років скв. № 1, 10, 99, 171. Причини бездіяльності: свердловина №1- в освоєнні після ремонту, скв.№99 - обводненість 100%, скв. №171 - ізоляція горизонту.

В освоєнні - 1 свердловина (№ 236).

У нагнітальному фонді - 38 свердловин: № 5, 7, 22-1, 88, 104, 106, 121, 123, 124, 125, 127, 144, 145, 147, 149, 151, 159, 163, 165, 173, 178, 180, 182, 190, 192, 195, 201, 207, 211, 219, 222, 231, 233, 247, 249, 259, 279, 281, з них свердловина №7 знаходиться в бездіяльності. Свердловина №173 - закачування ШФЛУ.

Всі свердловини оснащені штуцерні клапаном і витратоміром для контролю обсягу нагнітається води.

В цілому режим роботи нагнітальних свердловин стабільний і практично безперервний. Продуктивність нагнітання змінюється в діапазоні від 10.5 м3/ Ч (свердловина №88) до 13.4 м3/ Ч (свердловина №195) середньому становить 12.1 м3/ Ч. Середня прийомистість свердловини для свердловин I об'єкта становила 452 м3/ Добу, при середньому тиску на вибої 19.04 МПа. Для II об'єкта - 322 м3/ Добу, при тиску на вибої 19.6 МПа. В цілому по родовищу прийомистість склала 417.7 м3/ Сут. Накопичена закачування води становила для свердловин I об'єкта 381.6 тис.м3, III об'єкта - 86.4 тис.м3. Компенсація відбору закачуванням в пластових умовах склала для I об'єкта 72%, III об'єкта - 120%.

Крім перерахованих експлуатаційних свердловин на балансі компанії числяться також 6 ліквідованих пошуково-розвідувальних свердловин (№№ 2, 3, 9, 14, 23 і 25) і 8 водозабірних свердловин (№ 2В, 3В, 4В, 5В, 6В, 7В, 8В і 9В). Свердловина №9В - в освоєнні.

Введено в експлуатацію з буріння за грудень місяць - 1 свердловина (№ 245), з початку року 33 свердловини (№ 1біс, 108, 128, 129, 162, 166, 171біс, 209, 210, 212, 223, 224, 225, 227 , 231, 232, 233, 240, 241, 243, 245, 247, 250, 251, 252, 267, 268, 269, 270, 272, 273, 289, 293).

Введення з бездіяльності за грудень - немає, з початку року - 3 свердловини (№ 143, 186, 226).

Переведені на механізований спосіб експлуатації за грудень місяць - немає, з початку року - 2 свердловини (№ 262, 263).

Введення нагнітальних свердловин за грудень - немає, з початку року - 11 свердловин (№ 22-1, 124, 163, 259, 281, 173, 247, 249, 231, 233, 279).

За способами експлуатації:

А) Ставкові: №№ 102, 103, 232, 241, 243, 270 - всього 6 свердловин;

Б) ЕЦН: №№ 1біс, 4, 6, 8, 11, 12, 20, 84, 89, 91, 100, 101, 105, 107, 109, 101, 108, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 122, 126, 128, 129, 130, 131, 132, 133, 134, 135, 136, 137, 138, 139, 140-1, 141, 142, 146, 148, 150, 152, 153, 154, 155, 156, 157, 158, 160, 161, 162, 164, 166, 167, 168, 169, 170, 171біс, 172, 174, 175, 176, 177, 179, 181, 183, 184, 185, 187, 188, 191, 193, 194, 196, 197, 198, 199, 202, 203, 204, 205, 206, 208, 209, 210, 212, 213, 214, 215, 216, 217, 218, 220, 221, 223, 224, 225, 226, 227, 230, 235, 238, 239, 240, 244, 245, 250, 251, 252, 256, 261, 263, 267, 268, 269, 272, 276, 290, 292, 293 - всього 126 свердловин;

В) ШГН: №№ 143, 200 - всього 2 свердловини. [1]

Свердловини, які експлуатують I об'єкт розробки, розробляють як один Ю-I горизонт, так Ю-I і Ю-II А одночасно. Свердловини, в яких розкриті Ю-I і Ю-IIA горизонти, розташовані в західній частині родовища, де поширений Ю-IIA горизонт і по I об'єкту відзначаються менші ефективні нефтенасищенной товщини і малі дебіти нафти.

В цілому по родовищу в грудні 2009 р 68% свердловин працювали з дебітом нафти до 25 т / добу, що на 36% більше, ніж за аналогічний період минулого року.

Так, середньодобовий дебіт нафти в свердловинах, обладнаних ЕЦН, в 2009 р становив 36,1 т / добу, тоді як свердловини, обладнані штанговими насосами, працювали із середнім дебітом нафти 7,9 т / добу.

Середньодобовий дебіт нової свердловини по нафті склав 35,6 т / добу. Частка високодебітних свердловин з дебітом нафти більше 60 т / добу становила 8% від фонду діючих свердловин, зниження загального числа високодебітних свердловин складає в середньому 50% на рік. Нові свердловини характеризуються стабільним середньодобовим дебітом протягом усього періоду експлуатації. Практично всі свердловини (95%) експлуатуються механізованим способом (ПЕЦН).

 Аналіз поточного стану розробки |  Характеристика енергетичного стану поклади, режими розробки


 Система розробки родовища |  Гідродинамічний дослідження свердловин і пластів |  Система ППД і застосовувані методи підвищення нафтовіддачі пластів |  Техніка і технологія видобутку нафти і газу |  Характеристика показників способів експлуатації свердловин |  Заходи з попередження та боротьби з ускладненнями при експлуатації свердловин |  Вимоги та рекомендації до системи збору і промислової підготовки продукції свердловин |  Сучасний огляд і аналіз по темі дипломного проекту |  Застосування нової техніки і технології |  Технологія обробки вуглеводневими розчинниками з заливкою кільцевого простору видобувних свердловин |

© 2016-2022  um.co.ua - учбові матеріали та реферати