Анализ состояния механизированного фонда скважин

Основы интерпретации ГИС








В 2004 году добычу нефти в НГДУ нефть осуществляли 7 цехов по добыче нефти и газа на ском месторождении. В состав ЦДНГ входят 19 бригад по добыче нефти и газа и обслуживанию фонда скважин и 18 бригад по обслуживанию ДНС, УПСВ и КНС.

Основными способами эксплуатации являются: фонтанный, меха­низированный, в т.ч. ЭЦН, ШГН, установками фирмы ЦЕНТРИЛИФТ и фирмы ODI.

Добыча жидкости, нефти, воды и обводненность продукции по способам эксплуатации показана в таблице 5.1.

В целом по скому месторождению за 2004 год было добыто 8412,483 тыс.т. нефти, что на 420,573 тыс. т. больше гос.заказа, оперативное задание выполнено полностью.

В течение 2004 года эксплуатационный фонд добывающих скважин увеличился на 170 скважин и составил на конец года 3789 скв. (графическая часть, лист 9) (рис. 5.1.).


При этом фонд скважин, дающих продукцию, увеличился на 156 скв. и составил 3362 скв., а неработающий фонд, соответственно повысился на 14скв и составил на 1.01.2001г. 427скв (табл. 5.2).

В НГДУ нефть сформирован фонд скважин, названный периодически работающий, который на 1.01.2005 г. насчитывал 73 скважины оснащенных УЭЦН (на 1.01.2004г. 63 скв.) и 22 скважины фонтанного фонда. За 2000 год фонд периодически работающих скважин с УЭЦН вырос на 10 скважин, все 73 скважины работают в режиме АПВ.

Наряду с проводимыми мероприятиями по стабилизации и повышению пластовых давлений, с этим фондом проводятся технико-технологические мероприятия:

- перерасчет насосных установок;

- заглубление под динамический уровень;

- вывод установок на режим; и т.д.

Все скважины периодически работающие требуют проведения на них оптимизации, внедрения на них установок с низкой производительностью.

В 2004 году оптимизирована работа 760 скважин фонда ЭЦН.

На фонде ЭЦН проводились следующие виды оптимизации:

- улучшение и стабилизация работы скважины путём смены насоса на оптимальный;

- заглубление насоса под динамический уровень;

- спуск УЭЦН с газосепаратором;

- спуск установок импортного производства.

Эффективность от проведённой оптимизации по видам приведена в таблице 5.3.

Средний прирост от оптимизации на одну скважину составляет 0,9 т/сут.

Таблица 5.3.

Оптимизация режимов работы скважин





Наименование видов

оптимизации


Способ экспл.


Кол-во


Эффективность т/с


суммарн.


ср.на скв


Оптимизация режимов работы скв.


ЭЦН


658


853


1,25


Заглубление под динамический уровень


ЭЦН


102


51


0,5


Оснащение газосепараторами


ЭЦН


1193


119,3


0,1


Обводненность продукции скважин в среднем по скому месторождению составила 90,5 %, что выше на 1,59 % в сравнении с 2003 годом.

Средний дебит скважин по нефти составил 7,0 т/сут, по жидкости 74,4 т/сут, в 2003 году было 7,2 т/сут и 65,8 т/сут соответственно (табл. 5.4).

Очистка скважинного оборудования от парафиновых отложений за отчетный период осуществлялось тремя методами:

-тепловая обработка промывка горячей нефтью с помощью АДП (ЦКРС) и электронагревателями, как силами треста нефтегеофизика и собственными партиями ЦНИПРа.

-механическая обработка очистка парафина фрезами конструкции ЦБПО БНО непосредственно в ЦДНГ с помощью УДС на базе трактора МТЗ-82 (4 установки), фрезами на геофизических подъемниках при ЦНИПРе, а также

Таблица 5.4.

Средний дебит по способам эксплуатации Qн/Qж




Месторождение



Год



фонтан



ЭЦН



ШГН



Всего



ское



2002



1,7/8,3



8,3/68,8



2,5/8,7



7,4/57,5







2003



2,3/13



8,0/75,3



2,3/8,6



7,2/65,8





2004


3,5/19,1


7,2/80,7


1,9/7,9


7,0/74,4




установками с непрерывной трубой двумя бригадами ского УПНП и КРС.

-химическим методом промывка скважин бензиновой фракцией бригадами участка № 3 управления нефтепромхим.

В целом за 2004 год при суммарном плане 4272 обработки, фактически проведено 4667 (+ 395 обработки), что на 108 операции больше по сравнению с 2003 годом. Всего обработано 923 скважины ского месторождения.

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога