Анализ механизированного фонда скважин

Весь фонд скважин Приобского месторождения представлен фондом скважин разбуренных в левой части месторождения, правая же его часть только начинает разбуриваться. На данном этапе разработки на левой части месторождения разбурено около пятисот скважин, из них около 430 скважин используются для добычи нефти, около 60 используются для формирования системы ППД и около 10 используются в качестве наблюдательных и прочих, весь фонд распределен по 28-ми кустам. Фонд скважин находиться в постоянном движении, т.е. скважины переходят из одной группы в другую. Внутри эксплуатационного фонда скважины так же находятся в движении переходя из дающих, в простаивающие, или в бездействующие и наоборот.

На 1.01.2007 года эксплуатационный фонд скважин составляет 101 единицу. Из них 86 скважин дают нефть, 12 скважин бездействующих и 3 скважины на освоении. Простаивающими скважинами являются те скважины, которые находятся в простое менее 31 суток, если скважина находится в простое более этого срока, то она переводится в разряд бездействующих. Распределение скважин по категориям эксплуатации приведено на рисунке 2.1.

Рис. 2.1. Распределение скважин по категориям эксплуатации

На Приобском месторождении на данный момент применяются как фонтанные, так и механизированные способы эксплуатации скважин. Из механизированных способов наибольшее распространение получили способы эксплуатации скважин с помощью электроцентробежных насосов (ЭЦН) и штанговых глубинных насосов (ШГН). Помимо перечисленных способов механизированной эксплуатации были попытки внедрить винтовые и диафрагменные насосы, но они были неудачными.

На 1.01.2007 года эксплуатационный фонд представлен следующим образом:

- скважин эксплуатируемых фонтанным способом – 7 .

- скважин эксплуатируемых электроцентробежными насосами –79 .

Распределение фонда скважин по способам эксплуатации представлено на рисунке 2.2.

Рис. 2.2. Распределение фонда скважин по способам эксплуатации

Динамика показателей разработки по Приобскому месторождению представлена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Динамика показателей разработки Приобского месторождения

3 Определение начальных запасов газа газовой залежи

3.1 Исходные данные для расчета

Эксплуатационный фонд скважин фонд скважин
Коэффициент эксплуатации скважин	0,95
Коэффициенты фильтрационных сопротивлений:
A,МПа2·сут/тыс.м3	0,145
B,(МПа2·сут/тыс.м3)2	0,000082
Относительная плотность газа	0,634
Температура на устье скважины, К
Пластовая температура, К	319,4
Критическая температура, К	190,85
Начальное пластовое давление, кгс/см2	13,1
Критическое давление, кгс/см2	46,95
Внутренний диаметр НКТ, см	8,86
Коэффициенты гидравлического сопротивления труб	0,0022
Глубина скважины, м
Текущий накопленный отбор газа, млрд. м3	2,98
Где Критическое давление равно =4,60MПа = 46,95 кгс/см2

Где Критическое давление равно =4,60MПа = 46,95 кгс/см²

Карта изобар

Ο– эксплуатационные скважины Δ – пьезометрические скважины

•– нагнетательные скважины -12- – изобары равных давлений, кгс/см