5.10. Выводы по анализу эксплуатации скважин

Средний дебит скважин составляет 12,4 т/сут. Средняя обводненность продукции составляет 23 %. Наиболее распространенный типоразмер используемого насоса УЭЦН-30. Более половины добывающих скважин работает в периодическом режиме, что говорит о необходимости применения методов ПНП либо замене насоса на менее производительный.

Из всех геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта наибольшее распространение получил кислотный гидроразрыв. Также применялись перестрел, кислотная обработка, изоляционные работы.

Система заводнения является законтурной с элементами очагового заводнения. Интенсивность системы заводнениия 0,34.

При эксплуатации добывающих скважин основной проблемой является низкие пластовые и забойные давления, что вызывает ряд проблем таких как: разгазирование нефти; выпадение АСПО в пласте, НКТ и элиментах насоса, деформация пласта, снижение ФЕС. При эксплуатации нагнетательных скважин основная проблема это образование песчаных пробок на забое. Поэтому необходимо особое внимание уделять очистке закачиваемого агента от механических примесей.

Основная проблема, возникающая при эксплуатации системы сбора - это образование эмульсий, в результате чего значительно увеличивается вязкость перекачиваемой жидкости. Для профилактики АСПО используют различные ПАВ а также механические скребки.

6. Мероприятия по совершенствованию разработки залежи

6.1. Анализ плотности остаточных запасов

Из анализа карты плотности остаточных извлекаемых запасов видно, что для северной части характерна наибольшая плотность. Условно разделим залежь на 3 участка, как показано на рис. 6.1.

Рис. 6.1. Карта плотности остаточных извлекаемых запасов с нанесением границ условных участков

Далее посчитаем количество остаточных запасов, приходящихся на каждый условно выделенный участок. Подсчет производится следующим образом: условно выделенная область делится на множество малых квадратных участков, после чего находится средняя плотность каждого квадрата и умножается на площадь данного квадрата, что равно массе извлекаемых запасов нефти. После данной процедуры суммируются массы всех квадратов участка и оцениваются остаточные извлекаемые запасы выделенного участка.

Таким образом получили, что на северную часть залежи приходится 722 тыс.т. остаточных запасов при площади данной области 1,25 км², т.е. средняя плотность запасов в данной области 0,58 тыс.т./м². В южной части залежи находится почти 907 тыс.т. при площади данной области 2,05 км², средняя плотность запасов 0,44 тыс.т./м². Соответственно в восточной части залежи находится 724 тыс.т. при площади данной части 1,56 км², средняя плотность запасов составляет 0,46 тыс.т./м². Полученные данные отражены в табл. 6.1.

Таблица 6.1.

Распределение остаточных извлекаемых запасов залежи по условно выделенным участкам

Северный участок		Южный участок			Восточный участок
QОИЗ, тыс.т.	S, м2	QОИЗ, тыс.т.	S, м2	QОИЗ, тыс.т.		S, м2
722 169	1 251 839	906 993	2 049 000	723 941		1 564 799
средняя плотность, тыс.т/м2	0,58	средняя плотность, тыс.т/м2	0,44	средняя плотность, тыс.т/м2		0,46