Состояние добывающего фонда скважин

По состоянию на 1.01.2003 г. весь фонд добывающих скважин НГДУ составляет 3218 единиц, эксплуатационный фонд по сравнению с 1.01.02 г. увеличился на 10 скважин и составил 1796 единиц.

Динамика пробуренного фонда скважин по категориям приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Состояние разработки нефтяных площадей.

За 2002 год из нефтяных площадей и залежей НГДУ добыто 1460,0 т.т. нефти. За этот период из продуктивных пластов добыто 6128,8 т. т. жидкости. Обводнённость добываемой продукции составила 76,2%, по сравнению с 2001 годом уменьшилась на 0,8%. В продуктивные пласты закачено 7038,4 т.м3 воды. Среднесуточный дебит одной действующей скважины по НГДУ изменился следующим образом (Таблица 1.2.):

Таблица 1.2

Ново-Елховская площадь. В 2002 году из скважин Ново-Елховской площади отобрано 506,5 т.т. нефти. Нормы отбора выполнены на 99,3%, отбор жидкости составил 3432,5 т.т., обводнённость продукции составляет 85.2%. Средний дебит одной скважины по нефти увеличился до 2,57 т/сут. Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 0,31%. С начала разработки из скважин Ново-Елховской площади отобрано 87,68% от начальных извлекаемых запасов. Обеспеченность отбора жидкости закачкой воды по площади составляет 102,2% при норме 103,4%.

Федотовская площадь. Из скважин Федотовской площади в 2002 году добыто 177,3 т.т. нефти, нормы отбора выполнены на 104,3%, жидкости отобрано 569,1 т.т., обводнённость составляет 68,8 %. Средний дебит по скважинам возрос и составляет 3,74 т/сут. Годовой темп отбора составляет 1,33% от начальных извлекаемых запасов. С начала разработки отобрано 68,22% от начальных извлекаемых запасов. Соотношение закачки воды к отбору по площади составляет 147,3 %, установлено 180%.

Залежи верхних горизонтов. В 2002 году по залежам верхних горизонтов отобрано 776,2 т.т. нефти, по сравнению с 2001 годом уровень добычи нефти снизился на 11,3 т.т. Нормы отбора нефти выполнены на 103,5 %, обводнённость добываемой продукции составляет 63,5%. Средний дебит одной скважины по нефти 2,95 т/сут., по жидкости 8,09 т/сут.

Техника и технология добычи нефти и газа

Заданное количество нефти можно добыть из скважины различными способами. Поэтому при проектировании разработки нефтяных месторождении и технологий эксплуатации скважин необходимо найти наиболее рациональный способ.

Рациональный способ эксплуатации должен обеспечивать заданный отбор нефти при максимальном использовании естественной энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Необходимо также, чтобы выбранный метод соответствовал техническому обустройству месторождения, геолого-физическим условиям залежи и климатическим условиям района.

При вводе в разработку новых месторождений, как правило, пластовой энергии бывает достаточно для подъема нефти из скважины. Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется только за счет пластовой энергии, называется фонтанным способом.

По мере падения пластового давления или с ростом обводнения скважин переходят на механизированный способ эксплуатации: газлифтный или насосный. При насосной эксплуатации скважин используют установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) и глубинные штанговые насосы (ШГН).

После прекращения фонтанирования высокопродуктивные скважины эксплуатируются газлифтным способом или с помощью погружных центробежных электронасосов, а низкопродуктивные - штанговых скважинных насосов.

Решающий фактор выбора способа эксплуатации – комплекс технико-экономических показателей: межремонтный период, коэффициент эксплуатации, себестоимость нефти, капитальные затраты и др.

Месторождение обустроено и эксплуатируется насосным способом. На скважинах с дебитом до 30 м/сутки по жидкости применяются установки штанговых насосов (УСШН), а скважины с большими дебитами эксплуатируются установками электроцентробежных насосов (УЭЦН).

ЭЦН