3.2 Построение и анализ карты изобар

Рисунок 3.3.1.Карта изобар М1+11

Рисунок 3.3.2.Карта изобар Ю1+11

Рисунок 3.3.3.Карта изобар Ю-111

Рисунок 3.3.4.Карта изобар

Рисунок 3.3.5.Восточный кумколь карта изобар Ю-1+11

4. Системы разработки нефтяных месторождений

4.1 Динамика фонда скважин. Анализ проекта разработки и полученное состояние

Таблица 4.1.1 Динамика фонда скважин I объект

Годы	Фонд добыв. Скважин	Фонд нагнет. скважин
1990	35	25	7	0
1991	52	28	10	5
1992	65	30	18	5
1993	78	37	26	4
1994	90	38	34	8
1995	95	45	38	10
1996	100	49	41	11
1997	105	47	44	12
7 мес. 1998	51	49	12	12

Анализ технико - экономических показателен разработки месторождения Кумколь

Месторождение Кумколь находится на четвертом этапе промышленной разработки, характеризующийся форсированным отбором жидкости, разбуриванием и вводом в эксплуатацию новых добывающих и нагнетательных скважин.

На месторождении Кумколь прирост фонда добывающих скважин происходит за счет бурения. В эксплуатационном фонде на 1.07.08 года пребывает 462 скважин, из которых 436 действуют и 26 бездействующих. Фактическая добыча нефти за 2008 год составила 9000 тыс. тонн, добыча газа 507 млн. м³. Потери в добыче нефти из-за остановки скважин при нормальном коэффициенте эксплуатации 0.96 составили 360 тыс. тонн, а потери рабочего времени скважин 4670 скв/дней. Удельная численность работников по обслуживанию одной скважины уменьшилось на 0.1 скв/чел, что объясняется ростом числа скважин по сравнению с ростом числа обслуживающего персонала.

Прирост месячных отборов происходит за счет ввода в эксплуатацию новых скважин. Среднесуточный дебит одной скважины в 2008 году по месторождению Кумколь составляет 60 т/сут.

4.2 Мероприятия, направленные на интенсификацию добычи жидкости из скважин

Опытно-промысловые испытанияй технологии интенсификации добычи нефти кислотным составом КСПЭО-2 добывающей скважины № 1103

Продуктивный горизонт М-I скважины № 1103 месторождения Кумколь представлен уплотненными глинистыми песчаниками различной мощности. В настоящее время дебиты по добываемым флюидам снижаются вследствие кольматации ПЗП продуктами, привносимыми из пласта.

Для очистки ПЗП и увеличения продуктивности скважины предлагается провести работы по интенсификации добычи нефти с использованием кислотного состава КСПЭО-2.

Кислотный состав КСПЭО-2 является многокомпонентной системой с направленным действием ингредиентов, к основным свойствам которого относится:

разрушение водонефтяных эмульсий, стабилизированных солями железа;

растворение солей железа, карбонатных отложений, породы;

диспергирование глин;

очистка ПЗП с изменением смачиваемости пористой среды.

МАТЕРИАЛЫ:

Кислотный состав КСПЭО-2(марки "Б") (ТУ 2122-056-53501222-2006) представляет собой концентрат. До рабочей концентрации разводится пресной водой в соотношении 1:1. Поставляется в цистернах или в полиэтиленовых емкостях.

Концентрат ГФ-1К (ТУ 2482-058-53501222-2006) представляет собой вязкий, текучий продукт, хорошо растворимый как в пресной, так и в минерализованной воде. ПАВ ГФ-1К вводится в жидкости глушения и промывочные и продавочные жидкости с целью придания им поверхностно-активных свойств, способствующих сохранению коллекторских свойств ПЗП обрабатываемых скважин. ГФ-1К транспортируется в стальных бочках, является негорючим, невзрывоопасным продуктом. Расход ГФ-1К составляет 2 кг на 1 м³ воды.

Абсолютный изопропиловый спирт АИПС представляет собой прозрачную жидкость. Поставляется в стальных бочках.

Пресная вода для разбавления КСПЭО-2 (м. "Б") до рабочей концентрации. Общий расход составляет 2 м³

Нефть для приготовления жидкостей глушения, промывки, продавки.

Технологическая эффективность:

Увеличение суточного прироста по жидкости не менее 30% по сравнению с базовыми показателями;

Очистку ПЗП от кольматантов;

Стабильность работы скважины без резких колебаний дебитов по жидкости.