Обобщённая характеристика технологических режимов работы скважин

Показатели	Наименьшее значение	Наибольшее значение	Среднее значение
Коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)	0,19	15	4,82
Глубина подвески насосов, м	1355	1974	1691
Динамический уровень, м	662	1614	1211
Депрессия на пласт, МПа	2,8	11,7	6,6
Дебит по нефти, т/сут	0,7	42,7	11,7
Дебит по жидкости, м3/сут	1	90	26,2
Обводнённость, % об.	1	96,9	40

Практически все скважины эксплуатируются с помощью электроцентробежных насосов. При этом значительная часть фонда скважин работает в периодическом режиме. Поэтому далее можно рассмотреть мероприятия по изменению технологических режимов работы скважин путем замены насосов.

2.2.4. Анализ примененных на Юрчукском месторождении

технических решений для увеличения нефтеотдачи пластов,

интенсификации добычи нефти.

Юрчукское месторождение является одним из старейших и крупнейших в Пермском крае. В его пределах пробурено более 1300 скважин, кроме того, месторождение характеризуется многопластовостью, сопровождается зональной и послойной неоднородностью параметров пластов. Месторождение находится на III стадии разработки, в которой из-за истощения происходит неизбежное падение добычи нефти. Основным способом поддержания и увеличения добычи нефти является бурение новых скважин и проведение различных геолого-технологических мероприятий (ГТМ) на фонде скважин. Увеличение обводненности усложняет работу по извлечению остаточных запасов. Характерным для таких условий является опережающее обводнение высокопроницаемых пропластков, вызванное неоднородностью нефтеводонасыщенного коллектора, образование обширных промытых зон и в связи с этим неполный охват коллектора воздействием. Путями преимущественного движения закачиваемой в пласт воды являются зоны с наименьшим фильтрационным сопротивлением. В этих условиях резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды. Надежным способом повышения нефтеотдачи пластов является перераспределение и ограничение фильтрации воды в промытых зонах пласта. Этим объясняется весьма значительное количество выполненных мероприятий по интенсификации притоков и увеличению нефтеотдачи на месторождении – за последние пять лет было проведено 1183 мероприятий на добывающих скважинах и 502 мероприятия на нагнетательных скважинах. Суммарная дополнительная добыча нефти от ГТМ за данный период составила 627.1 тыс. т или 12.35 % от всей добычи по месторождению за 5 лет, а с учетом переходящих эффектов от ГТМ прошлых лет – 1595,0 тыс. т дополнительной нефти, что составляет 31,4 % от суммарной добычи за пять лет.

В таблице 2.10 приведены сведения по основным видам ГТМ на добывающем фонде и дополнительной добыче нефти по видам за период с 01.01.2004 по 01.01.2009 года в целом по месторождению. В 2004 году было достигнуто максимальное количество дополнительно добытой за счет ГТМ нефти, равное 175,7 тыс.т или 16,7% от основной добычи нефти за этот год. В 2004 же году было выполнено наибольшее количество ГТМ: 305 мероприятий, что составляет 25,8% от общего количества ГТМ за последние 5 лет.Таблица 2.10– Показатели эффективности ГТМ на добывающем фонде