Анализ состояния разработки Мамонтовского месторождения

Министерство науки, высшей школы  и технической политики Российской Федерации

 

 

Российский государственный  университет

нефти и газа им. И.М. Губкина

 

Факультет «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

Кафедра «Разработка нефтяных месторождений»

 

Специальность___________________

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовой проект

на тему

 

 

«Анализ состояния  разработки Мамонтовского месторождения»

 

 

 

 

 

 

 

 

  Выполнил студент гр. РН-95-10

 

 

   Проверил ______________________________________

 

 

 

 

 

^{Москва 2000 г.}

С о  д е р ж а н и е :

 

 

ВСТУПЛЕНИЕ........................................... 3

 

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ....................... 4

 

2. ИСТОРИЯ ОСВОЕНИЯ РАЙОНА РАБОТ..................... 6

 

3. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ СКВАЖИН................ 8

4.  АНАЛИЗ РЕАЛИЗАЦИИ ПРИНЯТЫХ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

С ЗАВОДНЕНИЕМ  НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ...12

 

5. СОСТОЯНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНОГО ФОНДА НГДУ

      «МАМОНТОВНЕФТЬ» .................................. 14

 

6. ДИНАМИКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО  ФОНДА 

   НГДУ «МАМОНТОВНЕФТЬ» ............................. 15

 

 

 

1. ТЕХНИКА КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК  13

 

2. РАСЧЁТ ОБРАБОТКИ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ СОЛЯНОЙ

КИСЛОТОЙ ...................................... 20

 

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АГРЕГАТОВ 

ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ СКО ............................ 25

 

СПИСОК  ЛИТЕРАТУРЫ ................................ 26

 

 

 

 

 

 

 

 

ВСТУПЛЕНИЕ

 

В 1990-1996 гг. снижение добычи нефти в  России составило 40% , а добычи газа – всего 7%. Наряду с многочисленными  негативными факторами на уменьшение добычи нефти повлияло падение прироста запасов (до 7 раз), ухудшение коллекторских свойств продуктивных отложений, качественного состава насыщающих их флюидов, крайне неудовлетворительная структура запасов нефти, в которой доля трудноизвлекаемых нефтей составляет более 65% и имеет тенденцию к дальнейшему росту. На добычу нефти влияет высокая обводнённость продуктивных объектов на старых месторождениях. На многих объектах этот показатель достигает 95-98%, а по всем разрабатываемым месторождениям страны изменяется от 70 до 80%.

В таких условиях с целью максимального извлечения нефти на нефтепромыслах более 80% добычи осуществляется с использованием существующих методов воздействия на пласты и традиционных технологий. Несмотря на это, средний проектный коэффициент нефтеизвлечения (КИН) не превышает 40%. При разработке трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ) КИН значительно ниже и в соответствии с работой [1] для разрабатываемых низкопроницаемых пластов составляет 10-35%, остаточных запасов обводнённых зон 0-10%, высоковязких нефтей 5-25%. При этом, как отмечается в работе [2], основной объём ТИЗ (69%)относится к низкопроницаемым объектам, а в категории запасов А+В+С,их доля возросла от 36,8% в 1980 г. до 51% в 1996 г. Такие изменения сопровождаются снижением не только КИН,но и средних дебитов добывающих скважин: с 27 т/сут. в 1980 г. до 3,18 т/сут. в 1995 г. [2].

 

 

 

 

 

 

 

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ

 

В административном отношении Мамонтовское месторождение расположено в  Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского  автономного округа Тюменской области.

Географически район Мамонтовского месторождения относится к водоразделу рек Большой и Малый Балык. В геоморфологическом отношении представляет собой слабо расчлененную пологую равнину, Абсолютные отметки рельефа над уровнем моря изменяются от +80 м на водоразделах, до +30 м в долинах рек. Основные реки имеют большое количество малых притоков, значительную площадь занимают заболоченные труднопроходимые, местами совсем непроходимые, участки.

Обширные пространства в междуречье покрыты лесом смешанного типа со значительным преобладанием хвойных деревьев (сосна, кедр, лиственница). Климат района резко континентальный с жарким коротким летом (до +35 ⁰С в июле ) и продолжительной холодной зимой (до -50 ⁰С в январе).

Для гидрографической системы рек  и озёр характерно растянутое во времени  весенне-летнее половодье и относительно низкий осенний уровень. Реки судоходны в небольшой период май - июль. Ледостав начинается в конце октября, ледоход - в первой половине мая. Толщина льда зимой на реках 10-50 см, на озёрах и таёжных протоках 40-80 см. Толщина снегового покрова на луговых и пойменных участках достигает 1 м, в лесу 1,5 м. Максимальная глубина промерзания грунта на оголённых от снега участках 1,7м, на заснеженных 0,5-1,2 м. Время полного оттаивания грунта - первая декада июня.

Коренное население состоит из хантов, манси и русских. Основное их занятие - охота, рыболовство, звероводство и сельское хозяйство.

В последнее время большими темпами, кроме нефтедобывающей отрасли, развиваются энергетическая, строительная, лесная, лесоперерабатывающая, планируется развитие лёгкой промышленности.

Ближайшим от месторождения наиболее крупным населённым пунктом является г. Нефтеюганск (100 тысяч жителей) с  речным портом и аэродромом, принимающим  все виды современных самолётов. Железная дорога в 50 км от города (ст. Островная).

В непосредственной близости от месторождения  расположен посёлок городского типа Мамонтово и город Пыть-Ях.

Населённые пункты связаны между  собой и месторождением дорогами с асфальтобетонным и грунтово-лежнёвым покрытием. Из-за сильной заболоченности дорожная сеть развита слабо.

Перевозка грузов осуществляется автомобильным, водным и воздушным видами транспорта, а также по железной дороге.

Вблизи месторождения проходит газопровод  Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровод  Нижневартовск - Усть-Балык - Омск.

Источником электроснабжения района является объединенная энергосистема  Урала, в которую входят Сургутская ГРЭС - 1 и 2 и Тюменская ТЭЦ - 1,2.

Энергоснабжение месторождения осуществляется от подстанций «Пыть-Ях», «Мамонтово», «Лунная», «Очимкинская», «МГКС», «КНС - 18», и далее по ВЛ - 37 кв. на промысловые подстанции. Посёлок Мамонтово запитан от ПС - 35/6 кв. мощностью 8 МВА.

Месторождение и посёлок Мамонтово  отапливается стационарными котельными. Для нужд бурения применяются  передвижные котельные с котлами типа ПКН - 2. В качестве топлива используется сырая нефть.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ИСТОРИЯ ОСВОЕНИЯ РАЙОНА РАБОТ 

 

Мамонтовское нефтяное месторождение, открытое в 1965 году и разрабатываемое  с 1970 года, является одним из крупнейших месторождений Западной Сибири. Это второе после Самотлора месторождение по уровню максимальной добычи нефти - 35,2 млн.т (1986 г.). По этому показателю Мамонтовское месторождение превосходит Варьеганское в 1,9 раз, Талинское - в 2,6 раза, Суторминское - в 3,1 раза, Лянторское - 3,4 раза. За период эксплуатации из недр Мамонтовского месторождения извлечено нефти больше, чем из указанных выше 4 месторождений, вместе взятых.

История освоения Мамонтовского месторождения  характеризуется правильной стратегией разработки. Основная направленность - непрерывное совершенствование системы разработки, начиная от малоинтенсивных систем, с целью максимального извлечения  всех запасов и стабилизации добычи нефти.

Для сравнения укажем, что в 1990 г. по крупнейшим месторождениям Западной Сибири добыча нефти по сравнению с их максимальным уровнем составляла: по Самотлору - 41%, Федоровскому - 48 %, Варьеганскому - 36 %, Мамонтовскому 70% при сопоставимом показателе отбора извлекаемых запасов нефти.

По величине среднего дебита нефти (26 т/сут) Мамонтовское месторождение превосходит в 1990 г. все остальные крупнейшие месторождения, включая Самотлор.

Мамонтовское месторождение введено  в разработку в 1970 г. на основании  технологической схемы, составленной  ВНИИ. Основными принципами его разработки на первом этапе было:                                                    

• выделение для разбуривания одного (базисного) горизонта Б₁₀. Все остальные пласты отнесены к возвратным;            
• применение редкой сетки скважин 750*750 м (56 га/скв);      
• система разработки блоковая трехрядная. Ширина блока 3,3 км, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего 900 м, расстояние между нагнетательными скважинами в ряду 600 м;                                           
• на одну добывающую скважину приходились очень большие удельные извлекаемые запасы нефти - более 0,5 млн. т/скв.

    По техсхеме ВНИИ предполагалось  пробурить 775 скважин и обеспечить  уровень добычи нефти 1З,8 млн.  т.                

       Указанный подход, предусматривающий применение на первом этапе редкой сетки, большой ширины блока и умеренно активной системы заводнения, заложил прочные основы для длительной планомерной работы геологической службы НГДУ «Мамонтовнефть», объединения «Юганскнефтегаз» и СибНИИНП по поиску и внедрению наиболее  адаптированной к геологическим условиям системы разработки, Этот подход выгодно отличается от примененного позже неоправданного  стремления разбурить сложные рискованные месторождения (типа Суторминского, Орехово-Ермаковского) сразу плотными сетками с максимальным выделением числа самостоятельных объектов разработки.

В процессе эксплуатации месторождения  неоднократно пересматривались как  запасы нефти, так и проектные  решения по разработке эксплуатационных объектов.

Первоначально запасы нефти Мамонтовского месторождения были утверждены ГКЗ СССР  26 августа 1967 года (протокол № 5213). Следующий подсчёт запасов нефти Мамонтовского месторождения был произведён в 1979 году. Представленные в документе запасы нефти были рассмотрены и утверждены ГКЗ СССР  26 октября 1980 года (протокол № 8609).

В настоящее время Мамонтовское месторождение разрабатывается  в соответствии с технологической  схемой, составленной СибНИИНП и утверждённой ЦКР СССР в 1983 году (протокол № 1024 от 18 мая) и дополнительной запиской к данной технологической схеме по уточнению проектных решений по горизонту БС_10ТСП , утверждённой ЦКР Главтюменьнефтегаза (протокол № 8 от 20.02.87 г.).

В 1990 году ЦКР Главтюменьнефтегаза  рассмотрела разработку СибНИИНП по уточнению проектных показателей разработки и по вопросу бурения дополнительных уплотняющих скважин на Мамонтовском месторождении (протокол №161 от 13.04.90 г.), и рекомендовала выполнить переоценку запасов нефти по Мамонтовскому месторождению и на базе уточненных запасов нефти составить проект разработки.

3. КОНСТРУКТИВНЫЕ  ОСОБЕННОСТИ СКВАЖИН

Конструкция скважин на Мамонтовском месторождении является типичной для  Западно-Сибирского региона. Конструкция  скважины принимается в зависимости  от ожидаемых геологических условий разбуриваемых участков месторождения, глубины залегания продуктивных отложений, а также продуктивных характеристик пластов подлежащих вскрытию. Кроме того, выбранная конструкция должна обеспечивать надежную охрану недр, возможность применения выбранного способа бурения, возможность достижения запланированных скоростей проходки и проведения намеченных промыслово-исследовательских работ как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине.

 

Для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми четвертичными отложениями, для предотвращения размыва устья скважины спускается направление глубиной 30 метров и диаметром 323,9 мм. Направление цементируется до устья.

Для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, для установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески обсадной колонны в скважину спускают кондуктор на глубину до 680 метров и диаметром 245 мм. Кондуктор цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна  спускается до забоя скважины до глубины 2670 метров, диаметр колонны 146 мм. Заливается цементом до устья.

 

 

 

 

 

4. АНАЛИЗ РЕАЛИЗАЦИИ  ПРИНЯТЫХ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ 

С ЗАВОДНЕНИЕМ  НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Применение заводнения при разработке месторождений Западной Сибири стало одним из решающих условий, обеспечивающих быстрое развитие и достижение высокого уровня добычи в этом регионе при достаточно благоприятных экономических показателях.

На разрабатываемых месторождениях широко применяются модификации внутриконтурного заводнения — разрезание залежей на полосы разной ширины, площадное, избирательное. На Федоровском, Холмогорском, Мамонтовском и других месторождениях проводятся опытно-промышленные работы по применению блочно-квадратного заводнения, предложенного СибНИИНП. В связи с освоением крупных газонефтяных залежей с обширными подгазовыми зонами успешно внедрены системы барьерного и двустороннего барьерного заводнения на Самотлорском, Варьеганском, Быстринском и Яунлорском месторождениях, площадного — на Лянторском месторождении.

Более чем за 30-летний период освоения месторождений Западной Сибири проведена большая работа по обоснованию рациональных систем заводнения и их количественных геометрических характеристик для пластов с разной продуктивностью. Решение этого вопроса осуществлялось применением более активных и управляемых систем разработки.

Доказана нецелесообразность выделения объектов разработки большой толщины, объединяющих пласты с резко различающейся проницаемостью. В связи с этим на месторождениях Самотлорском, Усть-Балыкском, Южно-Сургутском и других проведено разукрупнение объектов, пласты с невысокой проницаемостью выделены в самостоятельные объекты, что дает возможность создавать необходимые условия для их эффективного заводнения и вовлечения в разработку ранее не дренируемых запасов. На месторождениях, вводимых позже, с самого начала объекты разработки выделяются с учетом накопленного опыта.

Дифференцирована ширина полос  при разрезании залежей с ее уменьшением  при пониженной продуктивности пластов. Установлено, что объекты проницаемостью менее 0,1 мкм² достаточно успешно заводняются лишь при высоких давлениях нагнетания воды (до 18— 19 МПа) и при ограниченных расстояниях между нагнетательными и добывающими скважинами (до 300—400 м).

В целом в Западной Сибири заводнение стало эффективным средством не только увеличения темпов добычи нефти, но и регулирования разработки для повышения нефтеизвлечения. Однако его возможности используются на практике не полностью, не в должной мере реализуются технологические решения.

Серьезным нарушением технологии заводнения является невыполнение сроков начала нагнетания воды в пласты на вновь введенных в разработку месторождениях. В технологических схемах разработки месторождений, характеризующихся в основном низкопроницаемыми коллекторами, начало заводнения обычно намечается уже на первый— второй годы после начала добычи нефти. По ряду месторождений эти сроки не соблюдаются.

Задержка в освоении заводнения приводит к резкому падению пластового давления и соответственно добычи нефти по переходящему фонду скважин.

Нарушением технологии заводнения следует считать и избыточную, сверхпроектную закачку воды для  создания высокого пластового давления, обеспечивающего фонтанирование скважин при большом содержании воды в продукции. Проектные уровни закачки в значительной мере превышались на некоторых участках Самотлорского, Локосов-ского и других месторождений.

На участках с избыточной закачкой воды при бурении новых скважин приходится на продолжительное время останавливать нагнетательные скважины для снижения пластового давления. Во избежание выбросов буровые бригады утяжеляют промывочную жидкость, что увеличивает загрязнение прискважинных зон пластов. Это является одной из причин того, что после ввода в эксплуатацию скважины, оборудованные насосами, переходят в бездействующий фонд. Фонтанирование скважин при высокой обводненности не обеспечивает оптимального режима их работы. Слабопроницаемые прослои не включаются в работу, что уменьшает нефтеизвлечение. Высокие пластовые давления требуют глушения скважин при ремонтных работах, что также ухудшает проницаемость призабойной зоны пласта,

Нарушением технологии заводнения является также обеспечение запланированных  объемов закачки воды ограниченным по сравнению с проектом нагнетательным фондом.

По части простаивающих нагнетательных скважин необходимо решить ряд технологических задач. Недостаточный фонд скважин компенсируется более высокой приемистостью по ним, что вызывает неравномерное вытеснение нефти водой по площади, а следовательно, снижение охвата пластов заводнением. Подобное нарушение допускается и по вновь вводимым месторождениям. При блоковых   системах разработки отмечаются случаи освоения   нагнетательных скважин в разрезающем ряду под закачку воды без отработки через одну.

Кажущийся эффект быстрого повышения  давления в зоне закачки приводит в дальнейшем к отрицательным  результатам: в разрезающих рядах  остаются неотобранными значительные запасы нефти, что может вызвать   необходимость   бурения дополнительных  добывающих скважин.

На Самотлорском месторождении  в должной мере не нашел решения вопрос о нагнетании воды в низкопроницаемые пласты под повышенным давлением 19 МПа, что предусмотрено проектом разработки. Строительство объектов заводнения с повышенным давлением является неотложным делом, поскольку извлечение нефти из низкопроницаемых пластов и их выработка более чем в 2 раза ниже, чем из высокопроницаемых. К коллекторам с низкой продуктивностью приурочена половина остаточных запасов месторождения и их извлечению должно быть уделено повышенное внимание.

Серьезные трудности в организации  заводнения на нефтяных месторождениях вносит нарушение последовательности бурения нагнетательных и добывающих скважин. Значительные отходы забоев скважин приводили к осложнениям при насосной эксплуатации. Например, для разбуривания многопластового Суторминского месторождения создавались многоскважинные (до 80) кусты, при которых отход забоев скважин достигал 1300—1400 м. Такой куст разбуривался 2—3 года, его бурение сразу на несколько объектов разработки затрудняло реализацию технологических решений по разработке продуктивных пластов, привело к продолжительному простою скважин после окончания бурения.

Техническим проектом на строительство  скважин не в должной мере принималась во внимание специфика строения месторождения, свойства его пластов; он не всегда увязывался с основными положениями технологической схемы, в которой не были учтены все особенности многоскважинного кустового бурения. Осложнения были вызваны также тем, что в центральной части месторождения одновременно разбуривались четыре эксплуатационных объекта. В результате несвоевременно была сформирована регулярная система воздействия. Заводнение не удавалось освоить согласно технологической схеме из-за невозможности создания из числа пробуренных скважин элементов системы разработки, сформированных на каждом из объектов запроектированным числом нагнетательных и добывающих скважин. В последующем были приняты меры по исправлению допущенных нарушений.

На Талинском месторождении нарушение технологии заводнения было связано с резким отставанием буровых работ. Анализ, проведенный СибНИИНП, показал, что разбуривание велось без учета мест расположения КНС, элементы площадной системы формировались не полностью. При реализации системы были допущены значительные несоответствия объемов добываемой жидкости и закачиваемой воды. По 21 из 54 элементов закачка превысила 100%, а по отдельным элементам — 200 и 300%, по остальным изменялась от 1 до 80%. В таких условиях в первом случае возможно оттеснение нефти из одних элементов в другие, во втором — резкое падение давления.

Приведенные примеры говорят о  необходимости более четкой координации  работ в области бурения и  обустройства месторождений.

Все еще с нарушениями требований решается вопрос качества воды, нагнетаемой в пласты. В проектных документах на разработку предусматривается нагнетание сеноманской воды или в связи с трудоемкостью ее извлечения создание оторочки этой воды, проталкиваемой поверхностной водой. Известны преимущества сеноманской воды как вытесняющего агента. Однако она нагнетается лишь на части месторождений. Стало почти правилом нагнетать в пласты поверхностные воды, очистка которых недостаточна, а содержание КВЧ периодически достигает 100 мг/л и более. При закачке поверхностных вод в скважинах интенсивно развиваются сульфатредуцирующие бактерии, активизирующие коррозию насосно-компрессорных труб нефтепромысловой системы сбора нефти и другого оборудования. Последствия закачки поверхностных вод должным образом не изучаются.

В связи с перечисленными осложнениями, а также вводом в разработку в основном месторождений с низкопроницаемыми коллекторами совершенно на новый уровень поднимается проблема подготовки воды для закачки и продуктивные пласты. Над ней работают институты отрасли и производственные объединения, разработана комплексная программа работ по поддержанию пластового давления, реализация которой позволит решить поставленные задачи.

Отмечаются случаи проектирования для новых недостаточно изученных пластов площадных систем разработки. Однако при эксплуатационном разбуривании по мере накопления информации о геологическом строении по ряду месторождений выясняется, что в реализации столь жестких систем заводнения нет необходимости. На месторождениях Повховском, Талинском и других в процессе разработки площадные системы были преобразованы в рядные. Это показывает что для недостаточно изученных геологически пластов целесообразно проектировать блоковые системы и лишь при необходимости переходить на площадные или избирательные системы.

Гидродинамические методы воздействия — циклическое заводнение и метод изменения направления фильтрационных потоков — нашли довольно широкое применение на месторождениях страны и Западной Сибири.

В 1993 г. за счет гидродинамических методов в Западной Сибири извлечено более 22,0 млн. т нефти. Однако не во всех технологических документах рассматриваются варианты с их применением. Хотя именно этот метод воздействия, особенно на конечной стадии разработки может найти на месторождениях Западной Сибири еще большее развитие.

 

Выводы.

1. Необходимо повысить требовательность к обеспечению проектных сроков начала заводнения и запроектированных объемов закачиваемой воды и отбираемой жидкости, установленных проектным документом, соотношений количества добывающих и нагнетательных скважин.

2. При проведении авторских надзоров необходимо определять в различные периоды разработки оптимальные объемы нагнетания воды, обеспечивающие баланс отбора и закачки по отдельным элементам, участкам и зонам пласта и нормальные условия для бурения и ремонта скважин.

3. Обеспечить координацию бурения, освоения скважин и обустройства месторождений, не допуская ввода скважин при отсутствии КНС и других объектов.

4. Не допускать при рядных системах разработки освоения нагнетательных скважин, не обеспечив выработку основной части запасов в нагнетательном ряду, осваивая нагнетательные скважины через одну.

5. Обеспечить дифференцированное заводнение на месторождениях с высоко- и низкопродуктивными коллекторами, не допуская научало заводнения пресными водами без оторочки сеноманских вод.

6. При проектировании разработки нефтяных месторождений повысить требования к качеству закачиваемых вод, предусматривая повышение степени их очистки и бактерицидную обработку.

7. При усложняющихся геолого-физических характеристиках продуктивных пластов обосновывать проектные показатели разработки не только по эксплуатационным объектам в целом, но и дифференцированно по участкам с разными условиями залегания нефти и продуктивностью,

8. На всех месторождениях, где проектируется разработка с заводнением, обязательно рассчитывать вариант, позволяющий уже на первой стадии разработки внедрять циклический метод заводнения и метод изменения направления фильтрационных потоков.

9. Повысить уровень информационного обеспечения и качества его обработки, добиваясь получения данных, необходимых для решения задач оптимальной разработки и ее регулирования, а также исходных данных для принятия оперативных технологических решений.

 

 

 

5. СОСТОЯНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНОГО ФОНДА

НГДУ «МАМОНТОВНЕФТЬ»

 

На 1.01.99г. эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составил 1373 шт.,  из них  под закачкой – 642 cкв.(47%),в бездействии - 622скв.(45%), в освоении – 99 скв.

Если к началу года самый большой  процент (28%) –178 скв.– от неработающего фонда составляли скважины, остановленные для снижения Р_пл, то к концу года их количество снизилось до 131.

Половина из них (72скв.) –  в районе ЦДНГ–1. Среднее пластовое  давление здесь 255-262 Атм. Эти скважины стоят с 1990-96 гг.

Аварийный фонд составляет 12% от неработающего  – 168 скважин, среди которых наибольшее количество скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами – 73 шт. (это количество не изменилось в течение года).

В течение года увеличилось  число скважин с нерентабельной  закачкой (в основном, по ЦДНГ-10).

На 1.01.99г. увеличилось общее число  скважин с низкой приемистостью  – с 228 до 274, из них 126скв.  - в работе (присыпан забой), 85 скважин простаивает  из-за засоренности призабойной зоны и пласта, 58- с низкими коллекторскими свойствами.

По наземному оборудованию простаивает 105 скважин, из них -почти половина (47шт.) – с неисправностью устьевого  оборудования (неисправны задвижки).

За 1998 год из нагнетательного фонда  в ожидании ликвидации выбыло – 3. Из нефтяного фонда в нагнетательный вошло 13 скважин, введено под нагнетание –7 (6 – Мамонтовское м/р, 1 – Тепловское).

    

 

 

 

 

 

 

6. ДИНАМИКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО  ФОНДА 

НГДУ «МАМОНТОВНЕФТЬ»

 

Эксплуатационный фонд по НГДУ "МН" на 1.01.99г. составил 3538 скважин, что меньше, чем на начало 1998 года –3652– на 114 скважин. Это связано с выводом в ожидание ликвидации 50 бездействующих скважин, незавершенных КРС,  55 скважин - в пьезометрический фонд, 1 скважина – в консервацию, 13 скважин – в фонд ППД, 1 скважина была принята в освоение, 4 скважины –  введены в работу из пьезометров.

Общий неработающий фонд по НГДУ на 1.01.99г. составил 1597 скв. За год он сократился на 106 скважин. В основном, это сокращение произошло за счет уменьшения бездействующего  фонда с 1536 до 1464 скважин (на 72 скважины), простаивающего – со 147 скважин до 117 (на 30 скв.) Из бездействия в работу было введено силами КРС 129 скважин со средним дебитом 13,8 т/сут, силами бригад ПРС – 288 скважин со средним дебитом на одну скважину 10,4 т/сут, и прочих – 401 скважина (с дебитом 5,8 т/сут). В бездействие ушло 824 скважины со средним дебитом 5,6 т/сут.

Уменьшилось количество бездействующих скважин, остановленных  по технологическим причинам и причинам, связанным с неисправностью наземного  оборудования. За 1998 год было запущено 100 скважин, простаивающих из-за нерентабельности по обводнению.