МОЛБАЕВ АБИЛ1. 2 Причины остановки скважин на капитальный ремонт

Название	2 Причины остановки скважин на капитальный ремонт
Дата	15.01.2023
Размер	0.54 Mb.
Формат файла
Имя файла	МОЛБАЕВ АБИЛ1.doc
Тип	Документы #888235
страница	2 из 3

1 2 3

продолжения таблицы 2.3.

1	2	3	4	5	6	7
6175	XVII	2а	2а	КРС. Возврат на вышележащий горизонт	150	88
3390	XVI	2а	2а	КРС. Ликвидация аварии с п./о. Оценка т/с э/к. Возврат на вышележащий горизонт	120	88
всего 24 скважин					2750

Ввод нефтяных скважин из бездействующего фонда на 2002 год по НГДУ-1

таблица 2.4.

№ скв.	№ ГУ	блок	горизонт	Намечаемые мероприятия	Ожидаемый эфффект
№ скв.	№ ГУ	блок	горизонт	Намечаемые мероприятия	Qжид	%	Qнеф
1	2	3	4	5	6	7	8
4156	77	1а	XVII	ГИС, ИГН, Перевод на ШГН	40	85	5
2019	77	1а	XIV	Устранения негерметичности эксплуатационной колонны	30	80	5
Всего: 2 скважин					70		10
1078	68	2	XIII-XIV	Ликвидация нарушения эксплуатационной колонны	50	80	8
1601	74	2	XIII-XIV	Очистка забоя, Устранение нарушения эксплуатационной колонны	30	80	5
1059	74	2	XIII-XIV	очистка забоя, устранение нарушения эксплуатационной колонны	30	50	13
Всего: 3 скважины					110		26
3126	16	2а	XV	Ликвидация аварии, ГИС, ИГН по результатами дальних работ.	25	85	3
2832	16	2а	XIV	Ликвидация аварии, ГИС, по результатами дальних работ.	30	80	5
2506	16	2а	XIV	ГИС, ИГН по результатами дальних работ.	60	90	5
464	16	2а	XV-XVI	Устранение нарушения эксплуатационной колонны	25	80	4
5451	11	2а	XIII	Ликвидация нарушения эксплуатационной колонны	10	80	2
Всего: 5 скважин					150		19
7397	3	3	XIV	Ликвидация аварии, устранения негерметичности эксплуатационной колонны	30	70	8
4079	3	3	XVII	Ликвидация аварии, ГИС, ИГН	40	80	7
4378	61	3	XVIII	Ликвидация аварии,	20	30	12
2057	66	3	ХIV	Устранение нарушения эксплуатационной колонны	30	80	5
3109	66	3	ХV	Изоляция обводненности горизонта	30	80	5
486	8	3	XV-XVI	возврат на 14 горизонт.	40	85	5 42

продолжения таблицы 2.4.

1	2	3	4	5	6	7	8
4082	8	3	XVII	ГИС, возврат на XVI горизонт	30	60	10
499	3	3	XV-XVI	Возврат на 14 горизонт.	20	50	8
4088	61	3	XVII	Устранения негерметичности эксплуатационной колонны	30	80	5
4093	60	3	XIV	ИГН. Изоляция водопритока.	30	80	5
Всего: 10 скважин					300		70
9091	83	4	XV	Очистка забоя, Устранение нарушения эксплуатационной колонны	20	35	11
2142	83	4	XIV	спуск 4" дополнительной колонны.	50	60	17
1253	83	4	XIII-XIV	Очистка забоя, Устранение нарушения эксплуатационной колонны	40	60	13
Всего: 3 скважины					110		41
2171	87	4а	XIV	Ликвидация аварии	50	80	8
5618	87	4а	XV	Ликвидация аварии	10	80	2
602	88	4а	XVI	Ликвидация аварии	30	80	5
7068	88	4а	XIII	, ГИС, ИГН по результатами дальних работ.	5	70	1
939	88	4а	XV	Устранение нарушения эксплуатационной колонны	30	80	5
909	4	4а	XV	Устранение нарушения эксплуатационной колонны Перевод на ШГН	40	80	7
Всего: 6 скважин					165		28
7425	91	5	XIV	Очистка забоя по результатом дальних работ	15	40	8
2198	90	5	XIV	Очистка забоя по результатом дальних работ	15	30	9
Всего: 2 скважины					30		16
Итого 31 скважин					935		210

По данными выполненными мероприятиями по нагнетательным скважинам основную виду работ занимает устранение негерметичности эксплуатационной колонны цементажом и возвраты на вышележащий горизонты. Этим видам работы относятся почти 85% выполненных всей мероприятии. Эффективность ожидаемых проницаемости ввода нагнетательных скважин из бездействующего фонда на 2002 год по НГДУ-1 составляет около 2750 м³/сут.

Эффективность ввода нефтяных скважин из бездействующего фонда на 2002 год по НГДУ-1 заключается с добычами нефти 210 т/сут., с расчетами общей добычи жидкости 935 м³/сут. При этом средняя величина обводненности составляет 70%. В 2002 году бригады капитального ремонта скважин выполнили следующие мероприятия:

43

а.

б.
Рисунок 2.11. Сравнительная диаграмма по видам ремонта ввода

скважин из бездействующего фонда

а – ввод нагнетательных скважин

б – ввод нефтяных скважин

44

устранения негерметичности и ликвидация нарушения эксплуатационной колонны – 46%; очистка забоя – 16%; ликвидация аварии - 28%; изоляция обводнённости и изоляция водопритока – 6%; возврат на вышележащие горизонты – 9%; переводы на другой способ эксплуатации -3% от общего выполненного мероприятия.
2.7. Анализ эффективности КРС в НГДУ.
По состоянию на 01.05.2007 года на НГДУ-1 с начала года проведены 16 капитальных ремонта скважин по добывающему фонду. Ремонт по подготовке к новому технологию проводился на 1 скважину. В числе скважин, которые намечены проводить капитальные ремонты 8 – еще не участвующие в добыче нефти и 7 участвующие в добыче.

Успешность капитальных ремонтов по скважинам составляет 43%. В том числе по проведенными исследованиями и по анализами замеров 4 скважины без эффекта и с эффектом только – 3 скважины. По данными в таблице продолжительность эффекта составляет 46 сутки. Средняя продолжительность эффекта с учетами их продолжении составляет 15 суток.

Накопленная дополнительная добыча за счет капитальных ремонтов скважин – 500 тн. При этом средне суточная дополнительная добыча нефти на 1 скважин 10,9 тн/сут. С учетом успешности средне суточная дополнительная добыча нефти на 1скважин 4,7 тн/сут.

Дополнительные накопление добычи нефти на 1 скважин с учетами успешности капитального ремонта 31,2 тн. Все данные приведены в таблице 2.5. Сравнительные показатели эффективности капитального ремонта показаны на рисунке 2.12.

45

Анализ эффективности добывающих скважин проведенные КРС с начала

2007 года по НГДУ-1

1 2 3