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

	ПОКАЗАТЕЛИ	ед. измер.	год разработки
	Добыча нефти	т.тн	1062,00	1184,00	1350,00
	в т. ч.: мехдобыча	т.тн	1032,149	1151,725	1321,908
	из нее: ЭЦН	т.тн	848,004	843,484	967,802
	ШГН	т.тн	184,145	297,241	338,700
	фонтан	т.тн	29,851	43,275	43,392
	добыча из старых скважин	т.тн	1058,086	1183,412	1208,171
	из новых скважин	т.тн	3,914	0,588	141,829
	Добыча жидкости	т.тн	1083,46	1233,00	1439,00
	в т. ч.: мехдобыча	т.тн	1051,86	1191,49	1365,96
	из нее: ЭЦН	т.тн	866,61	876,97	998,64
	ШГН	т.тн	185,25	314,52	367,32
	Фонтан	т.тн	31,59	46,15	48,87
	Закачка воды	тыс. м3	1570,00	2094,00	1774,00
	Ввод новых скважин	скв.
	Ввод нагнетательных скважин	скв.
	Эксплуатационный фонд	скв.
	в т.ч. Действующий фонд	скв.
	Нагнетательные	скв.
	в т.ч. действующие	скв.		69,0
	Коэффициент эксплуатации	к	0,868	0,909	0,939
	Коэффициент использования	к	0,558	0,659	0,778
	Среднедействующий фонд	скв.
	Средн. дебит 1 скв. по жидкости	т/сут.	11,9	12,0	14,00
	Средн. дебит 1 скв. по нефти	т/сут.	11,5	11,5	13,10

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