Согласовано начальник производственного отдела по добыче нефти и газа оао Татнефть Р. Н. Ахметвалиев

Название	Согласовано начальник производственного отдела по добыче нефти и газа оао Татнефть Р. Н. Ахметвалиев
Дата	07.02.2021
Размер	1.57 Mb.
Формат файла
Имя файла	12-05-28-analiz-celesoobraznosti.doc
Тип	Документы #174457
страница	6 из 8

4268

2.3.Анализ изменения дебитов скважин
Одним из основных факторов, определяющим возможность перевода скважины с постоянной эксплуатации на периодическую, являются показатели относительного и абсолютного снижения текущего дебита.

Результаты изменения средних дебитов скважин по анализируемому малодебитному фонду скважин на различных режимах эксплуатации с разбивкой по горизонтам представлены в табл. 4.
Таблица 4.

Результаты изменения средних дебитов малодебитных скважин при постоянной и периодической эксплуатации

1 2 3 4 5 6 7 8
S	32	1060	ЦП-60	5,5/710	1,1	2,1	постоян.	24	2,68	2,53	1,96	15				1002	0,1	4,8	9,1	1,33	7,26	31,84	174,16	12,57	68,747	7,14	9,23
	44	960	СК-6	18,5/730	4,5	0,9	24 х 24	12	4,43	1,85	1,37	15	944	2,0		960	0,4	0,4	14,4	1,77	15,46	21,18	185,52	11,45	100,28	6,51	8,80	0,59
	44	960	СК-6	18,5/730	4,5	0,9	4 х 4	12	4,43	1,90	1,41	15	956	0,4		959	0,4	0,5	14,2	1,82	15,89	21,84	190,62	11,49	100,33	6,53	8,83	0,55
4257	S	ST-04	950	УВШН	11/724	123 об/мин		постоян.	24	5,0	2,93	1,74	35				779	3,5	17,2	30,6	2,15	14,2	51,52	341,84	17,56	116,54	9,98	16,87
		44	1060	UP-9т	30/975	4,9	0,9	48 х 24	16	6,44	2,35	1,39	35	674	7,0		773	6,0	29,0	31,3	2,47	16,39	39,52	262,24	16,8	111,59	9,56	16,15	0,35
		44	1060	UP-9т	30/975	4,9	0,9	4 х 2	16	6,44	2,45	1,45	35	781	0,0		828	0,0	18,6	21,0	2,59	16,7	41,44	267,44	16,9	109,16	9,61	16,25	0,29



																								Продолжение таблицы 2.
НГДУ	№ скв	горизонт	тип насоса	Нспуска, м	Тип СК	тип эл/дв, мощность/об	N, кач/мин	L, м	Режим экспл. (работа х накопление), часы	время работы скв, час	*Qтеор., м3/сут.**	Qжид., м3/сут.	Qнеф., т/сут.	сред. обв. %	Результаты ГДИ							потребл. мощность		расход эл/энергии		уд. затр. эл/энергии на подъём скв. продукции				Потери по нефти при период. экспл-ции, т/сут
															в начале периода откачки		в конце периода откачки					кВт	кВар	*кВтч/ сут**	*кВарч/ сут**	*кВтч/м3**	*кВарч/м3**	руб/м3	руб/тн
															Ндин, м	Рзат, атм	Ндин, м		Рзат, атм	Рпр, атм	Рзаб, атм	кВт	кВар	*кВтч/ сут**	*кВарч/ сут**	*кВтч/м3**	*кВарч/м3**	руб/м3	руб/тн
БН	22445	D	32(бвк)	1100	ПНШ-80	9,5/478	3,2	2	постоян.	24	7,42	1,65	1,36	4			1058		12,6	16,0	90,0	2,91		69,92		42,5		24,13	29,16
			32	1250	ПНШ-80	18,5/730	2,2	2	24 х 48	8	2,55	1,10	0,91	4	809	9,6	1074		8,9	23,0	85,0	2,56		20,45		18,54		10,53	12,73	0,45
			32	1250	ПНШ-80	18,5/730	2,2	2	8 х 16	8	2,55	1,20	1,0	4	978	20,7	1081		14,6	28,1	90,1	2,59		20,72		17,27		9,81	11,86	0,37
	10748	D	32(бвк)	1100	7СК-8	15/725	4,9	2,1	постоян.	24	11,94	1,31	0,94	16			1085		2,1		63,9	4,12		98,80		75,61		42,96	60,03
			32	1295	7СК-8	15/725	2,6	2,1	24 х 48	8	2,11	1,17	0,83	16	1135	4,5	1278		4,1	5,5	53,0	2,17		17,39		14,9		8,47	11,83	0,10
			32	1295	7СК-8	15/725	2,6	2,1	8 х 16	8	2,11	1,20	0,86	16	1167	3,7	1214		3,7	10,1	57,9	1,83		14,61		12,14		6,90	9,64	0,07
	22741	D	32	1300	СКД-6	15/730	4,3	1,6	постоян.	24	7,98	5,49	4,76	2			915		5,2	35,9	90,9	2,93		70,40		12,83		7,29	8,40
			44	1200	СКД-6	15/730	4,3	1,6	24 х 24	12	7,53	5,04	4,38	2	1084	7,9	1084		7,9	17,2	81,3	3,70		44,36		8,80		5,00	5,76	0,38
			44	1200	СКД-6	15/730	4,3	1,6	2 х 2	12	7,53	5,09	4,42	2	1001	0,5	1084		5,3	14,6	82,3	3,63		43,52		8,56		4,86	5,60	0,35
	22439	D	32	1250	СК-6	22/730	4,0	1,8	постоян.	24	8,35	4,70	3,29	22			816		5,1	39,9	97,0	3,15		75,48		16,06		9,13	13,03
			32	1250	СК-6	22/730	5,3	1,8	постоян.	24	11,07	5,55	3,89	22			1048		4,3	20,5	77,7	3,96		95,04		17,12		9,73	13,89
			32	1250	СК-6	18,5/960	7	1,8	24 х 24	12	7,31	3,87	2,98	22	563	7,6	1011		5,7	24,8	82,7	5,0		119,2		30,82		17,51	22,73	0,91
			32	1250	СК-6	18,5/960	7	1,8	16 х 8	16	9,74	4,67	3,58	22	899	11,2	1125		10,4	20,4	77,6	4,77		114,6		24,55		13,95	18,19	0,31
	372	S	32	1100	6СК-6	15/735	4,3	1,2	постоян.	24	5,99	2,15	1,6	20			1098		8,2	8,4	21,8	1,52		36,48		16,99		9,66	13,26
			32	1100	6СК-6	15/735	4,3	2,1	48 х 24	16	6,98	1,38	1,00	20	936	7,0	1096		4,8	5,2	18,9	2,04		16,28		11,84		6,73	9,24	0,56
			32	1100	6СК-6	15/735	4,3	2,1	2 х 1	16	6,98	1,42	1,0	20	1094	5,3	1103		5,0	4,7	18,2	1,93		15,44		10,87		6,18	8,49	0,53
	3551	S	32	1250	СКД-6	9/435	2,3	0,9	постоян.	24	2,40	1,20	0,91	17			1211		14,1	17,2	17,2	2,06		49,36		41,13		23,37	30,94
			32	1250	СКД-6	9/435	3,5	1,6	24 х 72	6	1,62	0,43	0,33	17	1195	11,3	1249		11,2	11,3	11,3	3,35		26,83		61,91		35,18	46,57	0,58
			32	1250	СКД-6	9/435	3,5	1,6	1 х 3	6	1,62	0,63	0,45	17	1237	15,7	1245		15,6	15,9	18,0	3,44		27,52		43,45		24,69	34,50	0,45
Примечания: Qтеор.* - теоретическая производительность при периодической эксплуатации рассчитана с учётом времени работы скважин При расчётах использована средняя по ОАО «ТН» стоимость 1 кВтч = 0,5682 руб; В НГДУ «БН» замеры потребляемой реактивной мощности не производились.

Горизонт	Режим эксплуатации скважин	Средний дебит скважин		Средние потери дебита скважин
Горизонт	Режим эксплуатации скважин	по жидкости, м³/сут	по нефти, т/сут	по жидкости, м³/сут	по нефти, т/сут
Девон	Постоянный	2,96	2,05	0	0
	Периодический «ручной»	1,96	1,40	1,0	0,65
	Периодический «автоматический»	2,23	1,58	0,73	0,47
Карбон	Постоянный	1,68	1,24	0	0
	Периодический «ручной»	1,34	0,98	0,34	0,26
	Периодический «автоматический»	1,43	1,05	0,25	0,19

Как видно из представленной табл. 4, перевод на периодическую эксплуатацию ведет к снижению дебита. При периодической эксплуатации, в сравнении с непрерывной, средние потери по нефти составят в зависимости от горизонта:

на «ручном» режиме от 0,26 т/сут (21,0 %) - для сернистых скважин до 0,65 т/сут (31,7 %) - для девонских;
на «автоматическом» режиме от 0,19 т/сут (15,3 %) - для сернистых скважин до 0,47 т/сут (22,9 %) - для девонских.

С расчётом на год минимальные потери по нефти составят в среднем около 65 т/год – для сернистых скважин и около 160 т/год - для девонских.

Таким образом, в ходе анализа выявлено, что на периодическом режиме эксплуатации потери в дебите неизбежны, причём на «ручном» режиме они в 1,4 раза выше, чем на «автоматическом».

13

2.4.Анализ изменения обводнённости добываемой продукции

в зависимости от режима эксплуатации скважин

Согласно «Программе…» в ходе экспериментальных работ предусматривалось контролирование обводнённости скважин при различных режимах эксплуатации («ручном», «автоматическом» и постоянном). Отбор проб производился стандартными пробоотборниками через равные промежутки времени. Полученные данные приведены в табл. 5.

Таблица 5.

1 2 3 4 5 6 7 8

Согласовано начальник производственного отдела по добыче нефти и газа оао Татнефть Р. Н. Ахметвалиев

Карбон