06.98г. в скв.80 , работающей с обводненностью 99.9% и дебитом нефти 0.1-5т/сут были проведены мероприятия по ограничению отборов жидкости с целью снижения темпов обводнения (перевод с ЭЦН-125 на ЭЦН-50). В связи с отсутствием эффекта 11.98г. в скважине были проведены работы по отсечению нижней части открытого ствола. В итоге проведенных работ в скважине отмечено снижение обводненности с 96-94% до 10-17% и кратковременный рост дебита по нефти до 21т/сут. На 01.03.99г. скважина работает в периоде с дебитом нефти 3.2т/сут и обводненностью добываемой продукции 17.3%.
06.98г. в скв.106 был проведен комплекс мероприятий с целью интенсификации притока. В результате проведенных работ отмечен рост производительности по нефти до 30-40т/сут, обводненность удерживается на уровне 45-55%. На 01.01.99г. скважина оборудована ЭЦН-50 и работает с дебитом нефти 38.7т/сут и обводненностью 28.9%.
С целью оптимизации работы насосного оборудования 03.98г. скв.146 была переведена с ЭЦН-80 на ЭЦН-50 . В итоге проведенных работ снижения обводненности добываемой продукции, а также роста производительности по нефти в скважине практически не ощущалось. По состоянию на 01.01.99г. скважина оборудована ЭЦН-50 и работает с дебитом нефти 18.3т/сут и обводненностью добываемой продукции 60.8%.
06.98г. в добывающей скв.158 были проведены работы по отсечению нижней части обводнившихся интервалов с последующим проведением мероприятий по интенсификации. В связи с неэффективностью указанных работ 12.98г. в скважине были проведены изоляционные работы, оказавшиеся также неэффективными. На 01.03.99г. скважина оборудована ЭЦН и работает с дебитом нефти 3.1т/сут и обводненностью добываемой продукции 93.7%.
Проведенные в скважинах 64, 106, 152, 158 мероприятия по повышению производительности ощутимого влияния на работу скважин не оказали. В скважинах 53, 54, 67, 87, 157, 255 проведенные мероприятия оказались вообще неэффективными.
В итоге, несмотря на комплекс мероприятий по работе с добывающим фондом, регулирование объемов закачки с целью поддержания пластовой энергии, объемы добычи нефти в отчетный период несколько снизились в сравнении с предыдущим годом и составили: 1997г.-211.552тыс.т, 1998г.-204.845тыс.т.
Потери добычи нефти в сравнении с предыдущим годом составили 59.249 тыс.т, в т.ч. за счет:
- увеличение обводненности (скв. 49, 55, 59, 60, 62, 73, 92, 103, 104, 106, 146, 148, 158, 219) - 46.209 тыс.т;
- уменьшение дней работы (скв. 59, 62, 67, 73, 78, 80) - 4.625 тыс.т;
- ограничение отборов жидкости (скв. 58, 59, 80, 152, 248) - 8.415 тыс.т.
Прирост добычи нефти составил 81.141 тыс.т; в т.ч. за счет:
- увеличение отборов жидкости (скв. 6, 49, 55, 86, 91, 106, 157, 158, 219) - 34.726 тыс.т;
- увеличение дней эксплуатации (скв. 55, 91, 60) - 15.008 тыс.т;
- снижение обводненности (скв. 57, 58, 78, 105, 152) - 8.411 тыс.т;
-проведение ГТМ (скв. 32, 58, 64, 78, 106, 152, 156, 255, 256) - 22.996 тыс.т.
Основными причинами увеличения добычи нефти является: ввод новых скважин за счет бурения вторых стволов, снижение обводненности добываемой продукции за счет проведения ГТМ, увеличение коэффициента использования добывающего фонда, регулирование процессов заводнения с целью сохранения пластовой энергии.
Несмотря на несоответствие проектной величины действующего фонда добывающих скважин (53) фактической величине (37, ), а также низкий коэффициент использования добывающего фонда, фактическая величина добычи нефти в отчетный период значительно превышает проектные показатели и составляет 204.845 тыс.т при проекте - 197 тыс.т. Перевыполнение составляет 7.845 тыс.т (4.0%). Темп отбора от начальных извлекаемых запасов в 1998 г. составил 0,68%, от текущих - 5,30%. Сравнение проектных и фактических показателей разработки залежи в 1998 г., а также проектные показатели разработки на 1999-2000 г.г. приведены в таблице 2.1.1.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.