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

таблица 2.5.

Показатели		НГДУ-1
С начала года	Количество скважин	16
	Подготовка к новым технологиям	1
	Не участвующие добычи нефти	8
	Участвующие добыче нефти	7
	в т.ч. без эффекта	4
	с эффектом	3
	Успешность, %	43%
	Продолжительность эффекта, сут.	46
	Средняя продолжительность эффекта, сут. (*эффект продолжается)	15
	Накопленная дополнительная добыча за счет КРС, тн.	500
	Средне-суточная дополнительная добыча нефти на 1 скважин. тн/сут.;	10,9
	Средне-суточная дополнительная добыча нефти на 1скважин с учетом успешности. ,тн/сут.	4,7
	Дополнительная накопление добычи нефти на 1 скважин, тн.	31,2

Рисунок 2.5. Эффективность проведение КРС с начала 2007 года по

46Нгду-1

2.8. Ликвидация скважин и их анализ.

Скважины, дальнейшее использование которых признано нецелесообразным, ликвидируются. Причины ликвидации скважины могут быть следующие.

1. Сложная авария и доказанная техническая невозможность ее устранения, а также невозможность использования скважины для других целей, например, для возврата на вышележащий или нижележащий горизонты или использования ее в качестве наблюдательной или нагнетательной.

2. Полное отсутствие нефтенасыщенности вскрытых данной скважиной горизонтов и невозможности ее использования для других целей (углубление, возврат или использование в качестве поглощающей для закачки сточных вод).

3. Полное обводнение законтурной водой и отсутствие в ее разрезе объектов для возврата.

4. Нахождение скважины в районе предполагаемой застройки жилых массивов, сооружения водохранилища или в результате стихийных бедствий (землетрясения, оползни).

Неликвидированные скважины могут быть причиной внутрипластовых перетоков, загрязнения источников питьевой воды, что с точки зрения охраны недр и окружающей среды недопустимо. Материалы по ликвидации скважин оформляются в соответствии с существующими положениями и согласуются с органами государственного горно-технического надзора. Объем и характер работ по ликвидации скважины зависит от ее назначения, конструкции, крепления и состояния ствола.

Р

47

аботы по ликвидации скважин, в которые спущены только технические колонны, заключаются в следующем. В интервалах со слабыми нефтяными и газовыми пластами или пластами, оказавшимися в данной скважине непродуктивными, устанавливают цементные мосты. Над кровлей самого верхнего вскрытого пласта цементный мост поднимают на высоту не менее 50 м. Ствол скважины полностью заполняют глинистым раствором, позволяющим создать давление на забой, превышающее пластовое.

Если в разрезе скважины не обнаружены напорные минерализованные или сероводородные воды, допускается вырезка и извлечение технических колонн, при этом в башмаке последней остающейся в скважине колонны устанавливают цементный мост высотой 50 м. Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером. В колонну на глубину 2 м опускают обрезок трубы с деревянной пробкой и заливают сверху цементом. Над устьем устанавливают цементную тумбу размером 1 x 1 x 1 м. Иногда ствол скважины заполняют сухой глиной. Работы по ликвидации скважин выполняются бригадой капитального ремонта.

В НГДУ-1 фонд ликвидационных скважин последние годы составляет 39% от общего количества скважин. Проводим анализ ликвидационных скважин за последние годы по итогами фонда движении на 2006 год. (таблица 2.1.)

Анализы фонда ликвидированных скважин по НГДУ-1 на 2002-2006 г.г.

таблица 26.

Годы	Общий фонд ликвидированных скважин	Движение фонда ликвидированных скважин за год
1	2	3
2002	284	45
2003	329	60
2004	389	60
2005	449	60
2006	509	-

По данной таблице мы видим что, средний годовой уход скважин за последний пять лет составляет – 56 скважин. В 2003 году прирост фонда

ликвидированных скважин составляет – 45 скважин сравнивая с 2002 год, процентное отношение 15,6%. С 2003 по 2005 годах уход скважин за год составил 60 скважин ровна. Среднегодовой прирост фонда около 18,2%. В 2006 году фонд ликвидированных скважин, сравнивая, с 2002 годом увеличился на 45%, в численности это означает прирост на 225 скважин.

48