Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения
Рефераты >> Геология >> Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения

1.5 Состояние разработки месторождения

Серафимовское месторождение разрабатывается с 1949 г. Разработка основного пласта Д1 в первое время осуществлялась по проекту составленному в 1951 году совместно с ВНИИ и УфНИИ. Принятая для разбуривания сетка скважин 30 га/скв. В 1953 году был составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. По этому документу предусматривалось сплошное разбуривание залежи по сетке 20 га/скв.

Характеристика фонда скважин представлена в таблице 7.

Таблица 7

Характеристика фонда нагнетательных и добывающих скважин

Фонд добывающих скважин

Действующий фонд (всего)

176

ЭЦН

4

ШГН

172

Бездействующие (всего)

6

В КРС и ожидании КРС

1

Нерентабельные

1

Прочие

4

Эксплуатационный фонд

182

В консервации

16

В том числе нерентабельные

15

Пьезометрические

22

Ожидающие ликвидации

2

Фонд добывающих скважин

Ликвидированные после бурения

13

Ликвидированные эксплуатационные

9

В том числе наблюдательные

2

Контрольные (всего)

24

Итого в фонде добывающих

246

Фонд нагнетательных скважин

Действующий фонд

39

В том числе внутриконтурные

36

Эксплуатационный фонд

39

Ликвидированные

3

Водозаборные

1

Итого в фонде нагнетательных

43

Всего пробуренных скважин

289

Средний дебит

1 добывающая скважина:

19,9

Нефть/жидкость, т/сут

6,1

1 ЭЦН: нефть/жидкость, т/сут

9/80,1

1 ШГН: нефть/жидкость, т/сут

1,7/4,4

Серафимовское месторождение включает залежи пласта Д1, ДII, ДIII, ДIV, на долю которых приходится 79,9% балансовых запасов нефти месторождения. Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 1957 году /2/.

В течение длительного периода эксплуатации залежи преобладал фонтанный способ добычи нефти (до 1963 г), затем по мере обводнения продукции добывающих скважин, растет удельный вес добычи нефти механизированным способом.

С 1971 года залежь горизонта Д1 Серафимовского месторождения вступает в позднюю стадию разработки. Начинается остановка законтурных нагнетательных скважин, продолжается отключение обводненных добывающих скважин. Годовая добыча за период с 1971 по 1989 г.г. падает в 10 раз, а добыча жидкости всего в 1,3 раза.

В настоящее время, в процессе разработки залежей нефти, проводится регулирование объемов закачиваемой в пласт воды по отдельным участкам, осуществляется перенос (приближение) фронта нагнетания к зоне отбора жидкости, что способствует росту и стабилизации пластового давления в центральных частях залежей и более эффективному использованию пластовой энергии.

В целом по управлению достигнуты неплохие результаты. В частности, годовой темп отбора нефти составил 4,09 % от остаточных извлекаемых запасов, что практически равно средней величине НГДУ «Октябрьскнефть». Обводненность добываемой продукции является невысокой по сравнению с показателями обводненности других месторождений НГДУ «Октябрьскнефть». По вышеуказанным причинам действующий фонд добывающих скважин характеризуется низкими средними дебитами нефти и жидкости (1,8 т/сут). Нагнетательный фонд скважин характеризуется низкой проницаемостью, средняя величина которой на 2002 год по Серафимовскому месторождению 81 м3/сут составила всего при средней по НГДУ «Октябрьскнефть» 92,6 м3/сут.

Анализ основных показателей разработки Серафимовского месторождения позволил обосновать наиболее рациональное местоположение горизонтальных скважин, боковых стволов для бурения, выбор скважин для внедрения технологий по увеличению нефтеотдачи месторождения /2/.

2. Условия работы ШСНУ в НГДУ “Октябрьскнефть”

2.1 Особенности оборудования ШСНУ

В ООО НГДУ “Октябрьскнефть” применяются следующие виды насосов которые представлены в таблице 8. /3/

Таблица 8

Насосы применяемые в ЦДНГ-1

Тип насоса

Условный размер, мм

Длина плунжера, м.

Количество, шт

НСВ1Б-28

28

4-7,2

1

НСВ1Б-29

29

4-7,2

20

НСВ1Б-32

32

4-7,2

247

НСН2Б-43

43

2,7

16

НСН2Б-44

44

2,7

33

НСН2Б-56

56

3,4; 7,1

4

НСН2Б-57

57

3,4; 7,1

3

Параметры штанговых скважинных насосов представлены в таблице 9.


Страница: