- •Содержание Книга 1
- •Список табличных приложений Книга 2
- •Список графических приложений
- •1 Введение
- •2Общие сведения о месторождении и Участке недр, предоставлЕнНом в пользование
- •3 Геолого-физическая характеристика месторождения
- •3.1 Геологическое строение месторождения и залежей
- •Тектоническое строение
- •3.1.1 Нефтяные залежи верейского горизонта
- •3.1.2 Нефтяная залежь башкирского яруса
- •3.1.3 Нефтяные залежи визейского яруса
- •3.1.4 Нефтяные залежи турнейского яруса
- •3.2 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия. Характеристика режима водонапорного бассейна
- •3.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов
- •3.3.1 Литологическая характеристика пластов
- •3.3.2 Коллекторские свойства пластов
- •3.3.3 Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород
- •3.3.4 Физико-гидродинамические характеристики вытеснения нефти
- •3.3.5 Теплофизические параметры пород и пластовых флюидов
- •3.4 Свойства и состав пластовых флюидов
- •3.4.1 Объём исследований нефти и газа
- •3.4.2 Свойства нефти в пластовых условиях
- •3.4.3 Свойства нефти в поверхностных условиях
- •3.4.4 Свойства пластовых вод
- •3.4.5 Растворенный в нефти газ
- •3.5 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
- •3.6 Запасы нефти
- •3.7 Оценка исходной информации для проектирования Оценка достоверности геологического строения
- •Отбор и исследование керна
- •Лабораторные исследования пластовых флюидов
- •Геофизические исследования скважин в процессе бурения
- •Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных скважин
- •Гидродинамические исследования скважин
- •4 Цифровые модели месторождения
- •4.1 Цифровые геологические модели месторождения
- •4.1.1Обоснование объемных сеток и параметров модели
- •4.1.2 Построение структурных моделей залежей
- •4.1.3 Построение литологических моделей залежей и распределение фильтрационно-емкостных свойств пластов
- •4.1.4 Построение моделей насыщения пластов флюидами
- •4.1.5 Оценка достоверности геологической модели
- •4.2 Цифровые фильтрационные модели
- •4.2.1 Математические модели расчета фильтрационных процессов на месторождении
- •4.2.2 Исходные данные для построения цифровых фильтрационных моделей
- •4.2.3 Создание фильтрационных моделей Постановка целей исследования
- •Определение областей исследования
- •Выбор типа моделей
- •Обоснование размерностей моделей
- •Этапы построения фильтрационных моделей
- •Создание сетки и схемы выделения слоев
- •Характеристика пластов
- •Относительные фазовые проницаемости
- •Свойства флюидов
- •Начальные условия
- •Моделирование пластовой водонапорной системы
- •Моделирование скважин
- •4.2.4 Уточнение параметров (адаптация) фильтрационных моделей на основе анализа истории разработки
- •5 Состояние разработки месторождения
- •5.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения
- •5.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом
- •5.2.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки
- •5.2.2 Состояние реализации проектного фонда, анализ работы скважин
- •5.3 Текущее состояния разработки эксплуатационных объектов
- •5.3.1 Верейский объект
- •Сопоставление фактических и проектных показателей
- •Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
- •Пластовое давление
- •Анализ эффективности реализуемой системы разработки
- •5.3.2 Башкирский объект
- •Сопоставление фактических и проектных показателей
- •Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
- •Пластовое давление. Температура пласта
- •Анализ эффективности реализуемой системы разработки
- •5.3.3 Визейский объект
- •Сопоставление фактических и проектных показателей
- •Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации
- •Пластовое давление
- •Анализ эффективности реализуемой системы разработки
- •5.3.4Турнейский объект
- •5.4 Анализ выполнения решений предыдущего проектного документа
- •5.5 Анализ выполнения программы исследовательских работ
- •6 Проектирование разработки месторождения
- •6.1 Обоснование выделения эксплуатационных объектов
- •6.2 Обоснование вариантов разработки
- •6.3 Обоснование агентов воздействия на пласты и способов поддержания пластового давления
- •6.4 Обоснование выбора системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин
- •6.5 Технологические показатели разработки по вариантам
- •7. Методы повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов
- •7.1 Анализ эффективности применяемых методов
- •Верейский объект
- •Башкирский объект
- •Визейский объект
- •Турнейский объект
- •Анализ результатов применения термических методов увеличения нефтеотдачи на башкирском объекте
- •7.2 Обоснование применения методов повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов Обработка призабойной зоны добывающих скважин
- •Перфорационные работы
- •Оптимизация работы глубинно-насосного оборудования
- •Гидроразрыв пласта
- •Ремонтно-изоляционные работы
- •Ввод из бездействия и других категорий
- •Переход на новый горизонт
- •Ввод боковых стволов
- •Одновременно-раздельная эксплуатация
- •Эффективность гтм на нагнетательном фонде
- •Обработка призабойной зоны нагнетательных скважин.
- •Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах
- •Ремонтно-изоляционные работы в нагнетательных скважинах
- •Перевод из добывающих в нагнетательные, переход на новый горизонт, ввод из бездействия и других категорий
- •Анализ выполнения проектной программы гтм по месторождению в целом
- •7.3Программа применения методов на проектный период
- •7.4 Опытно-промышленные работы Опытные работы по внедрению оборудования одновременно-раздельной эксплуатации (орэ)
- •Совместная эксплуатации верейского объекта и верхней пачки башкирского объекта
- •8 Экономический анализ вариантов разработки
- •8.1 Экономические показатели
- •8.2 Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат
- •8.3 Налоговая система
- •9 Технико-экономический анализ вариантов разработки
- •9.1 Обоснование коэффициентов извлечения углеводородов
- •9.2 Технико-экономическое обоснование выбора рекомендуемого варианта
- •9.3 Анализ чувствительности
- •10 Конструкция и технология бурения скважин, методы вскрытия и освоения пластов
- •10.1 Пространственное профилирование стволов скважин
- •10.1.1 Пространственное профилирование стволов наклонно-направленных скважин
- •10.1.2 Пространственное профилирование стволов многозабойных горизонтальных скважин
- •10.1.3 Проектирование профилей боковых стволов (бс)
- •10.2 Конструкция и крепление скважин
- •10.2.1 Конструкция и крепление наклонно-направленных скважин
- •10.2.2 Конструкция и крепление многозабойных скважин с горизонтальными окончаниями
- •10.2.3 Конструкция и крепление боковых стволов
- •10.2.3.1 Конструкция бокового наклонно-направленного ствола
- •10.2.3.2 Конструкция бокового горизонтального ствола
- •10.2.3.3 Крепление боковых стволов
- •10.3 Требования к технологии бурения скважин и буровым растворам
- •10.3.1 Требования к технологии бурения
- •Предупреждение аварий с бурильной колонной и буровым оборудованием
- •Предупреждение и ликвидация нефтегазопроявлений
- •Предупреждение поглощений при бурении скважины
- •Предупреждение прочих возможных аварий и осложнений (прихватов, осыпей и обвалов)
- •10.3.1.2 Требования к технологии бурениягоризонтальных многозабойных скважин
- •10.3.1.3 Требования к технологии бурения боковых стволов
- •10.3.2 Требования к буровым растворам
- •10.4 Геофизические (гис) и геолого-технологические исследования (гти) в процессе строительства скважин
- •Геолого-геофизические исследования в процессе строительства многозабойных скважин с горизонтальными окончаниями в продуктивном горизонте
- •10.5 Методы вскрытия продуктивных пластов
- •10.5.1 Первичное вскрытие продуктивных пластов
- •10.5.2 Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов
- •10.5.2.1 Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов наклонно-направленными стволами
- •10.5.2.2 Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов горизонтальными стволами
- •10.6 Освоение скважин
- •11 Техника и технология добычи углеводородов
- •11.1 Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискважинного оборудования
- •11.1.1Анализ способов и режимов эксплуатации скважин
- •11.1.2 Выбор способов механизированной эксплуатации скважин
- •11.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями
- •11.2.1 Мероприятия по предупреждению и борьбе с аспо
- •11.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями
- •11.2.3 Мероприятия по предупреждению образования стойких нефтяных эмульсий
- •11.2.4 Мероприятия по предупреждению и борьбе с коррозией
- •11.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин
- •11.4 Требования и рекомендации к системе ппд
- •11.5 Использование попутного нефтяного газа
- •11.6 Годовая производительность, объемы добычи
- •11.7 Обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для утилизации попутно добываемых вод
- •Планируемые мероприятия на 2013 год
- •12. Контроль и регулИрование разработки месторождения
- •12.1 Обоснование сети наблюдательных и пьезометрических скважин
- •12.2 Состав и объем исследовательских работ по контролю за разработкой
- •12.3 Рекомендации по регулированию разработки
- •13 Программа доразведки и исследовательских работ
- •13.1 Доразведка месторождения
- •13.2 Отбор и исследования керна
- •13.3 Промыслово-геофизические исследования скважин
- •13.4 Промыслово-гидродинамические исследования скважин
- •13.5 Физико-химические исследования пластовых флюидов
- •13.6 Индикаторные (трассерные) исследования
- •14 Маркшейдерско-геодезические работы Общие сведения
- •Главные задачи по геологическому и маркшейдерскому обеспечению по использованию участка недр Гремихинского нефтяного месторождения
- •Основные функции служб главного геолога и главного маркшейдера при разработке Гремихинского нефтяного месторождения
- •Организация работы
- •Решения по организации наблюдения за состоянием горного отвода
- •15 Мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недрами
- •16 Мероприятия по рациональному использованию и охране недр
- •16.1 Характеристика основных источников воздействия на недра и мероприятия по охране недр при бурении скважин
- •16.2 Характеристика основных источников воздействия на недра и мероприятия по охране недр при эксплуатации месторождения
- •16.3 Мероприятия по устранению осложнений в процессе ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах
- •17 Мероприятия по обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами
- •Мероприятия по охране атмосферного воздуха
- •Мероприятия по охране водных объектов
- •Мероприятия по охране почвенного покрова
- •Мероприятия по охране биоты
- •Специальные мероприятия
- •Мероприятия по безопасному обращению с производственными отходами
- •Предложения по организации локального (производственного) экологического мониторинга
- •Объекты наблюдения создаваемой системы мониторинга
- •Почвенный мониторинг
- •Мониторинг поверхностных вод и донных отложений
- •Мониторинг грунтовых вод.
- •Мониторинг напорных пресных вод
- •Мониторинг продуктивных нефтяных залежей
- •18 Сроки и условия выполнения работ по консервации и ликвидации скважин, промысловых объектов, а также рекультивации земель Ликвидация и консервация скважин
- •Заключение
- •Верейский объект
- •Башкирский объект
- •Верейско-башкирский объект
- •Визейский объект
- •Турнейский объект
- •Список использованных источников
11 Техника и технология добычи углеводородов
11.1 Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискважинного оборудования
11.1.1Анализ способов и режимов эксплуатации скважин
На Гремихинском месторождении в соответствии с технологической схемой разработки внедрен механизированный способ добычи нефти. По состоянию на 01.01.2013 г. фонд добывающих скважин составляет 557 ед., из них 465 – в работе, 15 – остановлены, 73 – в накоплении, 4 – в бездействии. Штанговыми насосными установками оборудованы 363 скважин, электроцентробежными насосами – 192 скважин, штанговыми винтовыми насосами – 1 скважина, электровинтовыми насосами – 1 скважина. Параметры эксплуатации скважинного оборудования приведены в таблице 11.1.
Таблица 11.1 – Скважинное оборудование и параметры его эксплуатации
Объект разработки |
Скв. насосы |
Кол-во |
Параметры |
Hвд, |
Hсп, |
Давление в линии |
Ндин |
Дебит жидкости |
K подачи |
|
реж. |
теор. |
|||||||||
шт. |
м |
м |
МПа |
м |
м3/сут |
м3/сут |
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
визейский |
ТНМ-25 |
19 |
максим. |
1 581 |
1298 |
14,0 |
1190 |
47,0 |
56 |
0,96 |
миним. |
1 378 |
901 |
5,5 |
735 |
4,0 |
7 |
0,42 |
|||
средн. |
1 456 |
1132 |
8,9 |
994 |
20,1 |
27 |
0,73 |
|||
ЭЦН-125 |
3 |
максим. |
1 455 |
1373 |
11,0 |
829 |
128,0 |
125 |
1,02 |
|
миним. |
1382 |
1205 |
9,0 |
346 |
43 |
125 |
0,3 |
|||
средн. |
1417 |
1315 |
10,0 |
607 |
72 |
125 |
0,6 |
|||
ЭЦН-60 |
2 |
максим. |
1597 |
1409 |
8,5 |
1 042 |
72 |
60 |
1,2 |
|
миним. |
1426 |
1338 |
6,0 |
1 001 |
47 |
60 |
0,8 |
|||
средн. |
1512 |
1374 |
7,3 |
1 022 |
60 |
60 |
1,0 |
|||
ЭЦН-80 |
1 |
|
1393 |
1238 |
8,0 |
788 |
106 |
80 |
1,3 |
|
верейский |
НГН-2-44 |
1 |
|
1148 |
1138 |
6,0 |
1 053 |
0 |
10 |
0,0 |
НН-2СП-57 |
2 |
максим. |
1 128 |
1114 |
20,0 |
981 |
8,0 |
29 |
0,35 |
|
миним. |
1 046 |
1013 |
7,0 |
977 |
4,0 |
11 |
0,27 |
|||
средн. |
1 087 |
1064 |
13,5 |
979 |
6,0 |
20 |
0,31 |
|||
ТНМ-25 |
172 |
максим. |
1394 |
1301 |
21,0 |
1 245 |
35 |
58 |
1,0 |
|
миним. |
1055 |
951 |
1,5 |
303 |
0 |
4 |
0,0 |
|||
средн. |
1149 |
1093 |
8,9 |
978 |
6 |
14 |
0,4 |
|||
ЭЦН-50 |
1 |
|
1168 |
1028 |
8,0 |
920 |
48 |
50 |
1,0 |
|
Продолжение таблицы 11.1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
башкирский |
ВНН5А-124 |
1 |
|
1178 |
1110 |
9,0 |
892 |
147 |
124 |
1,2 |
ВНН5А-159 |
2 |
максим. |
1129 |
1077 |
11,0 |
709 |
226 |
159 |
1,4 |
|
миним. |
1105 |
1000 |
9,0 |
368 |
167 |
159 |
1,1 |
|||
средн. |
1117 |
1039 |
10,0 |
539 |
197 |
159 |
1,2 |
|||
ВНН5А-199 |
1 |
|
1147 |
978 |
6,0 |
676 |
358 |
199 |
1,8 |
|
НГН-2-44 |
1 |
|
1202 |
1162 |
11,0 |
1 104 |
19 |
24 |
0,8 |
|
НГН-2-57 |
1 |
|
1127 |
1039 |
9,0 |
861 |
33 |
51 |
0,7 |
|
ТНМ-25 |
167 |
максим. |
1417 |
1196 |
33,0 |
1 165 |
50 |
64 |
1,0 |
|
миним. |
1084 |
803 |
1,8 |
130 |
0 |
5 |
0,0 |
|||
средн. |
1176 |
1053 |
11,4 |
880 |
17 |
28 |
0,6 |
|||
ШВН |
1 |
|
1144 |
1043 |
5,5 |
567 |
42 |
30 |
|
|
ЭЦН-125 |
30 |
максим. |
1397 |
1275 |
21,0 |
1 029 |
231 |
125 |
1,8 |
|
миним. |
1050 |
848 |
2,0 |
21 |
43 |
125 |
0,3 |
|||
средн. |
1157 |
1056 |
9,1 |
750 |
136 |
125 |
1,1 |
|||
ЭЦН-160 |
26 |
максим. |
1227 |
1094 |
14,0 |
953 |
230 |
160 |
1,4 |
|
миним. |
1107 |
1010 |
1,3 |
330 |
60 |
160 |
0,4 |
|||
средн. |
1155 |
1052 |
5,9 |
691 |
187 |
160 |
1,2 |
|||
ЭЦН-199 |
1 |
|
1145 |
1039 |
6,0 |
482 |
10 |
199 |
0,1 |
|
ЭЦН-200 |
3 |
максим. |
1232 |
1160 |
6,0 |
890 |
289 |
200 |
1,4 |
|
миним. |
1145 |
944 |
5,5 |
619 |
230 |
200 |
1,2 |
|||
средн. |
1179 |
1045 |
5,8 |
749 |
253 |
200 |
1,3 |
|||
ЭЦН-240 |
1 |
|
1144 |
1058 |
6,0 |
466 |
273 |
240 |
1,1 |
|
ЭЦН-250 |
12 |
максим. |
1209 |
1143 |
21,0 |
934 |
355 |
250 |
1,4 |
|
миним. |
1116 |
985 |
3,3 |
187 |
108 |
250 |
0,4 |
|||
средн. |
1155 |
1053 |
10,9 |
647 |
253 |
250 |
1,0 |
|||
ЭЦН-400 |
7 |
максим. |
1225 |
1140 |
13,5 |
958 |
525 |
400 |
1,3 |
|
миним. |
1098 |
1013 |
4,0 |
462 |
360 |
400 |
0,9 |
|||
средн. |
1164 |
1057 |
8,5 |
740 |
432 |
400 |
1,1 |
|||
ЭЦН-45 |
1 |
|
1088 |
1020 |
2,0 |
679 |
1 |
45 |
0,0 |
|
ЭЦН-50 |
3 |
максим. |
1160 |
1099 |
13,0 |
845 |
83 |
50 |
1,7 |
|
миним. |
1117 |
1052 |
6,5 |
576 |
50 |
50 |
1,0 |
|||
средн. |
1143 |
1078 |
9,3 |
743 |
68 |
50 |
1,4 |
|||
ЭЦН-60 |
48 |
максим. |
1306 |
1181 |
20,0 |
1 088 |
91 |
60 |
1,5 |
|
миним. |
1083 |
948 |
1,6 |
304 |
2 |
60 |
0,0 |
|||
средн. |
1151 |
1066 |
8,1 |
742 |
58 |
60 |
1,0 |
|||
ЭЦН-80 |
49 |
максим. |
1293 |
1182 |
21,0 |
1 057 |
127 |
80 |
1,6 |
|
миним. |
1067 |
989 |
2,0 |
271 |
2 |
80 |
0,0 |
|||
средн. |
1148 |
1059 |
10,1 |
694 |
81 |
80 |
1,0 |
|||
Турнейский |
ЭОВНБ5А-25 |
1 |
|
1445 |
1269 |
12,0 |
907 |
54 |
50 |
|
ИТОГО |
|
557 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Штанговые плунжерные насосы на фонде добывающих скважин визейского объекта (19 ед.) представлены невставной модификацией ТНМ-25 с диаметрами плунжера от 44 мм до 57мм. Глубина спуска штанговых насосов составляет 901-1298м. В качестве приводов штанговых насосов используются станки-качалки: ПНШ-80, СК-8, СКД-6, СКД-8, СКДР8, работающие с длиной хода 0,9-2,9 м и числом качаний 2,0-5,7 в минуту. Теоретическая производительность ШГН при данных параметрах работы станков-качалок составляет от 7 до 56 м3/сут, коэффициенты подачи –от 0,4 до 0,9(среднее значение 0,7) при рабочих динамических уровнях в скважинах 735-1190 м.
На 175 скважинах верейского объекта эксплуатируются штанговые плунжерные насосы, представленные невставной модификацией НГН-2, НН-2СП, ТНМ-25 с диаметрами плунжера от 30 мм до 57 мм. Глубина спуска штанговых насосов составляет 951-1301 м. В качестве приводов штанговых насосов используются станки-качалки:6СК-6, 7СК-8, ПНШ-80, СК-5, СК-8, СКД-6, СКД-8, работающие с длиной хода 0,9-2,9 м и числом качаний 1,5-5,9 в минуту. Теоретическая производительность ШГН при данных параметрах работы станков-качалок составляет от 4,0 до 58 м3/сут, коэффициенты подачи –от 0,1 до 1(среднее значение 0,4) при рабочих динамических уровнях в скважинах 303-1245 м.
На 169 скважинах башкирского объекта эксплуатируются штанговые плунжерные насосы, представленные невставной модификацией НГН-2, НН-2СП, ТНМ-25 с диаметрами плунжера от 25 мм до 57 мм. Глубина спуска штанговых насосов составляет 803-1196 м. В качестве приводов штанговых насосов используются станки-качалки: ПНШ-80, СК-8, СКД-6, СКД-8, СКТ-6, работающие с длиной хода 0,9-3,0 м и числом качаний 1,4-6,8 в минуту. Теоретическая производительность ШГН при данных параметрах работы станков-качалок составляет от 5 до 64 м3/сут, коэффициенты подачи –от 0,1 до 1(среднее значение 0,6) при рабочих динамических уровнях в скважинах 130-1165 м.
На фонде добывающих скважинвизейского объектаэксплуатируется 6 электроцентробежных насосных установок с теоретической производительностью от 60 м3/сут до 125 м3/сут. Глубина спуска насосов находится в пределах 1205-1409 м при динамических уровнях 346-1042 м, коэффициенты подачи 0,3-1,3.
На верейском объектеэксплуатируется 1 электроцентробежная насосная установка с теоретической производительностью 50 м3/сут. Глубина спуска насоса – 1028 м при динамическом уровне920 м и коэффициенте подачи 1,0.
На фонде добывающих скважинбашкирскогоэксплуатируется 185 электроцентробежных насосных установок с теоретической производительностью от 45 м3/сут до 400 м3/сут. Глубина спуска насосов находится в пределах – 843-1275 м при динамических уровнях 171-1088 м, коэффициенты подачи 0,1-1,8.
На башкирском объектеэксплуатируется 1 штанговая винтовая насосные установка с номинальной производительностью 30 м3/сут. Глубина спуска насоса – 1043 м при динамическом уровне567.
Условия эксплуатации скважинного оборудования Гремихинского месторождения приведены в таблице 11.2.
Таблица 11.2 – Условия эксплуатации скважинного оборудования
Объект разработки |
Скв. насосы |
Кол-во |
Пар-ры |
Дебит по нефти |
Дебит по жидк. |
Обвод. |
Давл. насыщ. |
Пласт. давл. |
Забойн. давл. |
Рзаб/Рнас |
Депрес. |
Продукт. |
шт. |
т/сут |
м3/сут |
% |
МПа |
МПа |
МПа |
- |
МПа |
м3/сут/МПа |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
визейский |
ТНМ-25 |
19 |
максим. |
21,9 |
47 |
89 |
4,4 |
14,1 |
7,4 |
1,67 |
5,7 |
8,2 |
миним. |
2,3 |
4,00 |
10 |
4,4 |
10,0 |
2,9 |
0,66 |
2,3 |
1,8 |
|||
средн. |
8,1 |
20 |
45 |
4,4 |
12,1 |
4,9 |
1,10 |
3,8 |
5,3 |
|||
ЭЦН-125 |
3 |
максим. |
19,8 |
128 |
83 |
4,4 |
13,6 |
10,2 |
2,31 |
7,9 |
16,3 |
|
миним. |
7,8 |
43,00 |
64 |
4,4 |
11,3 |
6,2 |
1,41 |
4,8 |
8,9 |
|||
средн. |
13,9 |
72 |
76 |
4,4 |
12,4 |
7,8 |
1,78 |
6,1 |
11,9 |
|||
ЭЦН-60 |
2 |
максим. |
59,0 |
72 |
70 |
4,4 |
13,8 |
5,2 |
1,18 |
4,0 |
18,0 |
|
миним. |
12,8 |
47,00 |
10 |
4,4 |
11,9 |
3,9 |
0,89 |
3,0 |
15,5 |
|||
средн. |
35,9 |
60 |
40 |
4,4 |
12,9 |
4,6 |
1,03 |
3,5 |
16,9 |
|||
ЭЦН-80 |
1 |
|
4,6 |
106 |
95 |
4,4 |
12,7 |
6,1 |
1,39 |
4,8 |
22,3 |
|
верейский |
НГН-2-44 |
1 |
|
0,2 |
0 |
11 |
2,8 |
10,0 |
1,4 |
0,49 |
0,9 |
0,3 |
НН-2СП-57 |
2 |
максим. |
4,3 |
8,0 |
42 |
2,8 |
10,0 |
1,3 |
0,4 |
0,8 |
9,8 |
|
миним. |
3,3 |
4,0 |
11 |
2,8 |
9,6 |
0,8 |
0,3 |
0,5 |
7,4 |
|||
средн. |
3,8 |
6,0 |
26 |
2,8 |
9,8 |
1,1 |
0,4 |
0,7 |
8,9 |
|||
ТНМ-25 |
172 |
максим. |
11,6 |
35 |
99 |
2,8 |
12,2 |
10,0 |
3,57 |
6,5 |
5,4 |
|
миним. |
0,0 |
0,20 |
9 |
2,8 |
5,1 |
0,4 |
0,14 |
0,3 |
0,8 |
|||
средн. |
2,5 |
6 |
34 |
2,8 |
9,0 |
1,9 |
0,69 |
1,2 |
4,5 |
|||
ЭЦН-50 |
1 |
|
4,0 |
48 |
91 |
2,8 |
11,4 |
3,4 |
1,19 |
2,2 |
22,2 |
|
башкирский |
ВНН5А-124 |
1 |
|
13,0 |
147,00 |
90 |
5,1 |
11,4 |
3,1 |
0,62 |
2,5 |
58,3 |
ВНН5А-159 |
2 |
максим. |
14,6 |
226 |
96 |
5,1 |
11,5 |
7,3 |
1,43 |
5,8 |
38,8 |
|
миним. |
6,0 |
167 |
93 |
5,1 |
11,0 |
4,9 |
0,96 |
3,9 |
42,8 |
|||
средн. |
10,3 |
197 |
95 |
5,1 |
11,2 |
6,1 |
1,20 |
4,9 |
40,4 |
|||
ВНН5А-199 |
1 |
|
9,9 |
358,00 |
97 |
5,1 |
11,7 |
5,3 |
1,04 |
4,2 |
84,5 |
|
НГН-2-44 |
1 |
|
15,3 |
19 |
12 |
5,1 |
10,1 |
1,9 |
0,37 |
1,5 |
12,7 |
|
НГН-2-57 |
1 |
|
11,2 |
33,00 |
63 |
5,1 |
7,7 |
3,2 |
0,64 |
2,6 |
12,7 |
|
ТНМ-25 |
167 |
максим. |
18,0 |
50 |
99 |
5,1 |
14,0 |
9,6 |
1,89 |
7,7 |
6,5 |
|
миним. |
0,0 |
0,3 |
9 |
4,5 |
5,9 |
0,6 |
0,1 |
0,5 |
0,7 |
|||
средн. |
3,5 |
17 |
65 |
5,1 |
9,9 |
3,3 |
0,65 |
2,6 |
6,6 |
|||
ШВН |
1 |
|
11,2 |
42,00 |
71 |
5,1 |
11,3 |
5,7 |
1,13 |
4,6 |
9,2 |
|
ЭЦН-125 |
30 |
максим. |
18,2 |
231 |
98 |
5,1 |
13,8 |
10,2 |
2,00 |
8,2 |
28,3 |
|
миним. |
2,3 |
43 |
54 |
4,5 |
7,4 |
1,3 |
0,30 |
1,1 |
41,0 |
|||
средн. |
8,1 |
136 |
92 |
5,1 |
10,4 |
4,2 |
0,83 |
3,4 |
40,4 |
|||
ЭЦН-160 |
26 |
максим. |
14,0 |
230,00 |
99 |
5,1 |
12,8 |
7,5 |
1,48 |
6,0 |
38,2 |
|
миним. |
0,6 |
60 |
93 |
5,1 |
9,5 |
2,7 |
0,52 |
2,1 |
28,2 |
|||
средн. |
7,8 |
187 |
96 |
5,1 |
10,9 |
4,6 |
0,91 |
3,7 |
50,5 |
|||
ЭЦН-199 |
1 |
|
0,1 |
10 |
99 |
5,1 |
10,4 |
6,1 |
1,20 |
4,9 |
2,0 |
|
ЭЦН-200 |
3 |
максим. |
10,6 |
289,00 |
98 |
5,1 |
12,6 |
5,7 |
1,11 |
4,5 |
63,7 |
|
миним. |
5,5 |
230 |
95 |
5,1 |
10,1 |
3,7 |
0,73 |
3,0 |
77,6 |
|||
средн. |
7,9 |
253 |
97 |
5,1 |
11,4 |
4,6 |
0,90 |
3,7 |
69,0 |
|||
Продолжение таблицы 11.2 |
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
ЭЦН-240 |
1 |
|
5,0 |
273,00 |
98 |
5,1 |
11,1 |
6,1 |
1,20 |
4,9 |
56,0 |
ЭЦН-250 |
12 |
максим. |
13,3 |
355 |
98 |
5,1 |
13,3 |
8,6 |
1,70 |
6,9 |
51,3 |
|
миним. |
4,0 |
108 |
95 |
5,1 |
8,5 |
2,6 |
0,51 |
2,1 |
51,5 |
|||
средн. |
8,1 |
253 |
96 |
5,1 |
11,3 |
5,0 |
0,99 |
4,0 |
62,9 |
|||
ЭЦН-400 |
7 |
максим. |
15,6 |
525,00 |
98 |
5,1 |
13,7 |
6,5 |
1,29 |
5,3 |
99,9 |
|
миним. |
6,1 |
360 |
96 |
5,1 |
8,8 |
3,2 |
0,64 |
2,6 |
139,2 |
|||
средн. |
9,6 |
432 |
98 |
5,1 |
11,1 |
4,6 |
0,91 |
3,7 |
116,3 |
|||
ЭЦН-45 |
1 |
|
0,0 |
1,20 |
99 |
5,1 |
9,3 |
3,9 |
0,78 |
3,2 |
0,4 |
|
ЭЦН-50 |
3 |
максим. |
7,1 |
83 |
96 |
5,1 |
11,8 |
6,1 |
1,21 |
4,9 |
16,9 |
|
миним. |
2,3 |
50 |
89 |
5,1 |
6,0 |
3,5 |
0,70 |
2,8 |
17,7 |
|||
средн. |
4,2 |
67,67 |
93 |
5,1 |
9,5 |
4,5 |
0,88 |
3,6 |
18,8 |
|||
ЭЦН-60 |
48 |
максим. |
26,8 |
91 |
99 |
5,1 |
13,4 |
7,8 |
1,53 |
6,2 |
14,6 |
|
миним. |
0,0 |
2 |
45 |
5,1 |
6,6 |
1,3 |
0,25 |
1,0 |
1,6 |
|||
средн. |
5,9 |
58 |
90 |
5,1 |
9,7 |
4,1 |
0,82 |
3,3 |
17,5 |
|||
ЭЦН-80 |
49 |
максим. |
15,2 |
127,00 |
99 |
5,1 |
12,6 |
7,9 |
1,55 |
6,3 |
20,1 |
|
миним. |
0,0 |
2 |
78 |
4,5 |
6,5 |
1,7 |
0,39 |
1,4 |
1,2 |
|||
средн. |
4,2 |
81 |
95 |
5,1 |
10,0 |
4,7 |
0,93 |
3,8 |
21,6 |
|||
Турнейский |
ЭОВНБ5А-25 |
1 |
|
14,6 |
54 |
70 |
4,4 |
14,8 |
5,1 |
1,16 |
3,9 |
13,7 |
ИТОГО |
|
557 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дебит скважин на визейском объекте, эксплуатируемых с помощью ШГН, составляет 4-47 м3/сут жидкости, объемная обводненность 10-89 %. Коэффициенты продуктивности по разным скважинам варьируют от 1,8 до 8,2 м3/сут/МПа. Пластовые давления в зоне отбора скважин ШГН равны 10,8-14,2 МПа, забойные давления – 2,9-7,4 МПа, что составляет 66-167 % от давления насыщения нефти газом. При этих условиях эксплуатации насосные установки на скважинах визейского объекта работают с коэффициентами подачи 0,4-0,9.
На верейском объекте дебит скважин составляет 0,2-35 м3/сут, обводненность – 9-99%. Коэффициенты продуктивности по разным скважинам варьируют от 0,1 до 5,2м3/сут/МПа.Пластовые давления в зоне отбора скважин составляют 5,1-12,2 МПа, забойные давления – 0,4-10 МПа, что составляет 10-360 % от давления насыщения нефти газом, коэффициенты подачи 0,1-1.
На башкирском объекте дебит скважин составляет 0,15-57 м3/сут, обводненность – 2-99%. Коэффициенты продуктивности по разным скважинам варьируют от 0,1 до 8,8м3/сут/МПа.Пластовые давления в зоне отбора скважин составляют 5,8-15,2 МПа, забойные давления – 0,4-8,7 МПа, что составляет 8-172 % от давления насыщения нефти газом, коэффициенты подачи 0,1–1.
Дебит скважин по жидкости на визейском объекте, эксплуатируемых с помощью ЭЦН, составляет 43-128 м3/сут, обводненность 10-95 %, коэффициенты продуктивности скважин варьируют 8,9-22,3 м3/сут/МПа.Пластовые давления в зоне отбора скважин составляют 11,3-13,8МПа, забойные давления – 3,9-10,2 МПа, что составляет 89-231 % от давления насыщения нефти газом, коэффициенты подачи 0,3-1,3.
Дебит скважины по жидкости на верейском объекте составляет 48 м3/сут, обводненность 91 %, коэффициент продуктивности –22,2 м3/сут/МПа.Пластовое давление в зоне отбора скважины составляет 11,4 МПа, забойное давление – 3,4 МПа, что составляет 119 % от давления насыщения нефти газом, коэффициентподачи 1,0.
Дебит скважин по жидкости на башкирском объекте составляет 2-525 м3/сут, обводненность 45-99 %, коэффициенты продуктивности скважин варьируют 0,4-139,2 м3/сут/МПа.Пластовые давления в зоне отбора скважин составляют 6,0-13,8 МПа, забойные давления – 1,3-10,2 МПа, что составляет 25-200 % от давления насыщения нефти газом, коэффициенты подачи 0,1-1,8.
Дебит скважины по жидкости на башкирском объекте, эксплуатируемой с помощью ШВН, составляет 42 м3/сут, обводненность 71 %, коэффициент продуктивности –9,2 м3/сут/МПа.Пластовое давление в зоне отбора скважины составляет 11,3 МПа, забойное давление – 5,7 МПа, что составляет 113 % от давления насыщения нефти газом.
Дебит скважины по жидкости на турнейском объекте, эксплуатируемой с помощью ШВН, составляет 54 м3/сут, обводненность 70 %, коэффициент продуктивности –13,7 м3/сут/МПа.Пластовое давление в зоне отбора скважины составляет 14,8 МПа, забойное давление – 5,1 МПа, что составляет 116 % от давления насыщения нефти газом.