1. Месторождение вступает в позднюю стадию разработки.

2. На месторождении выделено семь объектов эксплуатации. Основным является II среднекелловейский с остаточными запасами извлекаемой нефти 4194 тыс.т.

3. Месторождение разрабатывается согласно проектных документов, выполненных в 1966, 1972, 1979, 1988 годах. Последний проектный документ выполнен институтом КазНИПИнефть в 1988 году.

4. При сопоставлении проектных и фактических показателей разработки по месторождению выявлено отставание добычи нефти на 38%, добыча жидкости отстает на 49%. Основной причиной является отставание добывающего фонда и невыполнение проектных решений.

По проекту (1988г) остались непробуренными 14 проектных добывающих скважин: на I объекте одна скважина (№ 264), на III объекте шесть скважин (№№ 438, 439, 440, 441, 442, 443), на IV объекте четыре скважин (№№ 445, 446, 447), на VII объекте четыре скважин (№№ 430, 432, 433, 435)

По II объекту добыча нефти отстает на 40%, добыча жидкости на 55%. Такое значительное отставание связано с низкими дебитами и отставанием добывающего фонда на 19 единиц.

Объекты I, III, IV не разбурены по проектной сетке, разрабатываются 1 – 2 скважинами вместо 6 – 7 скважин по проекту. По I объекту 5 единиц против 3 проектных.

По V объекту, наоборот, опережение фактических показателей добычи нефти, жидкости, фонда в 2 и более раз. Это связано с изменением извлекаемых запасов в сторону увеличения.

По триасовым горизонтам согласно проекта все скважины пробурены , кроме четырех скважин, из них только 12 скважин работают на своем объекте. Большие отставания почти в 4,6 раза по добыче нефти, в 9 раз по добыче жидкости объясняется отставанием фонда на 15 единиц. По пробуренным после проекта скважинам по триасовым горизонтам необходимо уточнение геологического строения горизонтов.

Анализируя отборы нефти и жидкости по способам эксплуатации отмечаем, что 89% годовой добычи нефти добывается фонтанным способом, 11% механизированным. Добыча жидкости 58,9% фонтанным способом и 41,1% механизированным. Основная часть суммарной добычи нефти 98% добыто за счет фонтанного способа эксплуатации.

5. Выработанность запасов по месторождению составляет 59,0%. По объектам изменяется от 8,98% по III объекту до 82,58% во II объекте. Запасы IV и V объектов занижены. Уточненные на сегодня остаточные извлекаемые запасы по месторождению составляют 7324,5 тыс.т. Из них на долю объектов приходится:

I объект 205,6 тыс.т.;

II объект 4194 тыс.т., в том числе по 1 песчаниковому пласту восточного поля извлекаемые запасы выработаны. Накопленная добыча превысила НИЗ на 1131тыс.т. Выработанность запасов 2 пласта составляет 91,2% при текущей нефтеотдаче 0,43. Необходимо уточнение запасов или изменение коэффициента нефтеотдачи в сторону увеличения.

III объект 67,4 тыс.т.;

IV объект 26,3 тыс.т.;

V объект 734,5 тыс.т.;

VI объект 792,9 тыс.т.;

VII объект 1304тыс.т.

6. Среднегодовая обводненность по объектам изменяется от 5% по триасовым горизонтам до 76% по нижнекелловейскому горизонту и в целом по месторождению составляет 63%. Более 26% фонда работают с обводненностью до 50%, свыше 30% фонда работают с обводненостью от 51% до 90%, 20% фонда обводнены свыше 90%.

7. Процесс вытеснения нефти на месторождении относительно 1990 - 1993гг. оценивается как эффективный, но в последние годы как по объектам , так и по месторождению отмечается как неэффективный.

По верхнекелловейскому горизонту неэффективен с 1998 года.

По среднекелловейскому горизонту неэффективен с 1997 года.

По V среднеюрскому горизонту отмечается незначительный эффект.

По триасовым горизонтам, хоть и небольшой, отмечается эффект в последние годы. Это объясняется низким процентом обводненности продукции, более 60% фонда фонтанные.

За счет регулирования процессом разработки в 1999 году дополнительно добыто 29,398 тыс.тн. нефти.

8. Текущее пластовое давление по данным последних исследований в среднем составило по основному объекту 221атм., что на 33атм. ниже начального.

9. Пути совершенствования существующей системы разработки заключаются в повышении эффективности работы механизированного фонда скважин путем подбора глубинного оборудования, учитывающий особенности подъема жидкости при конкретных условиях: глубины залегания пластов, режима работы, конструкции скважин, влияние газа, состояние колонн, обводненность продукции.

В целях интенсификации добычи объязательным условием считаем строгий контроль за процессом разработки ввиде исследовательских работ.

10. С целью регулирования процесса разработки рекомендованы следующие мероприятия: изоляция водонасыщенных интервалов, дополнительный дострел, электровоздействие на призабойную зону пласта. Эффект от этих мероприятий при этом составит 7868,6тонн. Экономический эффект с учетом эксплуатационных затрат составит 32,258 млн.тг., при цене реализации нефти - 100$ за 1 тонну составит 215,053 тыс.$.

Рассмотрены вопросы надежности применения ШГНУ и функционирования отдельных узлов и механизмов, рекомендовано применение новых материалов (углепластик), для повышения надежности и снижения отказов.

В качестве основного направления можно принять увеличения надежности путем облегчения обслуживания и снижения металлоемкости.

Был произведен:

1. Расчет нагрузки на штанговую колонну и выбрана ее конструкция;

2. Определен коэффициент подачи штанговой установки;

3. Определены силы сопротивлений, возникающие при работе насосной установки;

4. Определен максимальный крутящий момент и выбран станок-качалка;

5. Рассчитаны энергетические показателей работу ШГНУ.