Автор работы: Пользователь скрыл имя, 06 Марта 2013 в 21:08, дипломная работа
Месторождение Узень открыто в 1961 году и введено промышленную разработку в 1965 году согласно Генеральной схемы разработки месторождения. В целях улучшения эксплуатации месторождения разработаны организационно - технические мероприятия и программа исследований по решению научно - технических проблем.
Для закачки воды в продуктивные горизонты месторождения предлагалось использовать воду Каспийского моря, имеющую сходный с пластовой водой состав солей, но в 10 раз меньшую минерализацию. В 1977 году был составлен Комплексный проект разработки всех нефтяных горизонтов месторождения Узень (XIII-XXIV), в котором, кроме технологических были освещены и технические вопросы.
Введение
1. Геологическая часть
1.1. Общее сведения о месторождении Узень
1.2. Стратиграфия
1.3. Тектоника
1.4. Расчлененность эксплуатационных объектов и толщин пластов
1.5. Нефтегазоводоносность
1.6. Геологические запасы нефти и газа
2. Технологическая часть
2.1. Анализ состояния разработки месторождения Узень
2.1.1. Характеристика фонда скважин по месторождению
2.1.2. Краткая оценка состояния фонда эксплуатационных
и нагнетательных скважин
2.1.3. Характеристика отборов нефти, жидкости и газа
по месторождению
Характеристика закачки рабочего агента по
месторождению
Анализ состояния разработки 4а блока XIII горизонта
месторождения Узень
Характеристика фонда скважин по горизонту
Характеристика основных показателей разработки
по горизонту
2.3. Характеристика энергетического состояния месторождения
2.4. Методы контроля за процессом разработки и состоянием
фонда добывающих и нагнетательных скважин
Анализ мероприятий по повышению нефтеотдачи
Повышение нефтеотдачи
Интенсификация добычи
3. Экономическая часть
3.1. Научно-технический прогресс в нефтегазодобывающей
промышленности и экономическая эффективность новой
техники и технологии
3.1.1. Сущность и основные направления научно –
технического прогресса в промышленности
3.1.2. Совершенствование технологии и организации
производства
3.1.3. Методика определения экономической
эффективности внедрения новой техники и технологии
Основные направления научно-технического
прогресса в нефтегазодобывающей промышленности и
их экономическая эффективность
3.2. Организация производства в нефтегазовой промышленности
3.3. Методика расчета экономических показателей
3.3.1. Методика расчета объема производства продукции
после внедрения мероприятия
3.3.2. Расчет фонда оплаты труда
3.3.3. Расходы по искусственному воздействию на пласт
3.3.4. Затраты на вспомогательные материалы
3.3.5. Расходы на технологическую подготовку воды
3.3.6. Расчет энергетических затрат
3.3.7. Затраты по технологической подготовке и
транспортировке нефти
3.3.8. Затраты на текущий ремонт
3.3.9. Отчисления от фонда оплаты труда
3.3.10. Прочие затраты
3.4. Расчет экономической эффективности от проведения
геолога – и организационно – технических мероприятий
4. Охрана труда и окружающей среды
4.1. Охрана труда
4.1.1. Производственная среда и мероприятия по
снижению ее воздействия на здоровье человека
Электроэнергия и средства защиты от поражения
электрическим током
Ответственность должностных лиц за нарушение
законодательных и иных нормативных актов по
охране труда
Методы и способы оказания первой (доврачебной)
помощи при несчастных случаях
4.2. Охрана окружающей среды
4.2.1. Мероприятия по охране окружающей среды
4.2.2. Защитные мероприятия по охране окружающей
среды на объектах НГДУ
Мероприятия по охране атмосферного воздуха
Мероприятия по охране подземных вод
Мероприятия по охране почвенно-растительного покрова
Мероприятия по охране здоровья персонала
Минимизация возможного воздействия
на окружающую среду
Техника безопасности
Техника безопасности при исследовании скважин
Техника безопасности при фонтанном и
компрессорном способах эксплуатации
Техника безопасности при глубинонасосном
способе эксплуатации
Заключение
Список литературы
2. Технологическая часть
2.1 Анализ состояния разработки месторождения Узень
2.1.1 Характеристика фонда скважин по месторождению
По состоянию на 01.01.2004г. на месторождении с начала разра-ботки пробурено 5840 скважин (в том числе 12 водозаборных), 122- числятся в категории контрольных, 1222 ликвидировано.
Добывающий фонд на конец 2003 года составляет 3220 скважин, в том числе 3091 действующих скважин (таблица 2.1.1). Следует отметить, что в целом по месторождению фактический эксплуатационный фонд добывающих скважин отстает от проектного на 883 единиц: отставание действующего фонда от проектного составляет 794 скважин, а бездействующий фонд отстает от проектного на 89 скважин. Основная причина отставания добывающего фонда - отставание фактического ввода скважин от проектного до 1999г. Начиная с 2000 года фактическое бурение новых скважин опережает проектное: в 2001г - на 8 единиц, в 2002г - на 34 единицы, в 2003- на 30 единиц.
3058 скважин действующего добывающего фонда работают механизированным способом эксплуатации, фонтанным - 33 скважины. Основная доля (52%) фонтанных скважин (17 единиц) приходится на XIII горизонт, 24% - в XIV горизонте. Пласты XIV , XVIII горизонтов, Северо-Западного и Парсумурунского куполов полностью эксплуатируются механизированным способом.
Бездействующий
фонд составляет 129 скважины.
Текущий коэффициент
Бездействующий фонд скважин, как эксплуатационных, так и нагнетательных, уменьшился. Скважины выводили из бездействия в эксплуатацию, или ликвидировали.
Основными причинами, по которым скважины выводились в бездействие, являются:
Наблюдаемая тенденция роста вышеназванных коэффициентов, в целом по месторождению, из года в год связана с улучшением работы фонда скважин, в результате проведения геолого-технических мероприятии по увеличению нефтедобычи.
Значительное увеличение коэффициента использования и эксплуатации фонда в 2003 году наблюдается в скважинах Северо-Западного, а также в скважинах XVIII горизонта. Наименьшее значение коэффициентов использования наблюдается в фонде Хумурунского купола, эксплуатации – в скважинах Парсумурунского купола. На дату проведения анализа эксплуатационный нагнетательный фонд составил 1263, в том числе действующих – 1124 скважин, бездействующих – 139 (таблица 2.1.2) . В целом по месторождению фактический эксплуатационный фонд нагнетательных скважин отстает от проектного на 432 единицы: отставание действующего фонда от проектного составляет 438 скважин, а бездействующий фонд опережает проектный на 6 скважин.
Характеристика фонда скважин
Горизонт, купол |
Коэффициент использования фонда скважин |
Коэффициент эксплуатации | ||||
2001 |
2002 |
2003 |
2001 |
2002 |
2003 | |
XIII |
0,800 |
0,850 |
0,877 |
0,939 |
0,912 |
0,950 |
XIV |
0,788 |
0,840 |
0,889 |
0,953 |
0,928 |
0,966 |
XV |
0,811 |
0,850 |
0,902 |
0,947 |
0,926 |
0,968 |
XVI |
0,817 |
0,860 |
0,889 |
0,957 |
0,948 |
0,959 |
XVII |
0,749 |
0,800 |
0,866 |
0,923 |
0,888 |
0,946 |
XVIII |
0,877 |
0,860 |
0,903 |
0,953 |
0,890 |
0,968 |
Хумурунский |
0,656 |
0,770 |
0,840 |
0,868 |
0,922 |
0,962 |
Северо-западный |
0,774 |
0,870 |
0,925 |
0,878 |
0,937 |
0,966 |
Парсумурунский |
0,695 |
0,780 |
0,880 |
0,885 |
0,879 |
0,941 |
Месторождения |
0,790 |
0,880 |
0,912 |
0,933 |
0,955 |
0,960 |
Большая часть бездействующих скважин простаивают в ожидании капитальных ремонтов скважин по ликвидации аварии с подземным оборудованием и устранению негерметичности эксплуатационной колонны. Основная причина отставания нагнетательного фонда от проектного - отставание фактического ввода скважин от проектного до 2000г. В 2001 году фактическое бурение новых скважин опережает проектное на 9 единиц, в 2003 году – на 5 единиц.
На месторождении Узень в 2003 году пробурено 91 скважины, из них добывающие нефть 60 скважины, временно добывающих 19 скважин и 31 нагнетательных скважин. В результате анализа работ скважин, пробуренных в 2002 году по XIV горизонту выявлено, что пробурено – 17 добывающих, 8 временно добывающих нефть, по которым добыто в текущем году 31.1 тыс. тонн при средней обводненности 69.3%, 9 нагнетательных.
Состояние фонда скважин Месторождения Узень по состоянию на 01.01.2004г.
№ п/п |
Фонд |
Категория |
Количество |
1 |
Фонд добывающих скважин |
пробурено за 2003 год |
60 |
возвращены с других горизонтов за 2003 год |
70 | ||
Эксплуатационный фонд |
3220 | ||
в т.ч. действующие |
3091 | ||
из них: фонтанные |
33 | ||
ШГН |
3058 | ||
газлифт |
0 | ||
бездействующие |
129 | ||
переведены на другие горизонты за 2003г |
70 | ||
переведены под закачку за 2003г |
30 | ||
2 |
Фонд нагнетательных скважин |
ликвидированные |
463 |
пробурено за 2003г |
30 | ||
возвращено с других горизонтов за 2003г |
10 | ||
переведены из добывающих за 2003 |
30 | ||
Эксплуатационный фонд |
1263 | ||
в т.ч. под закачку |
1124 | ||
в бездействии |
139 | ||
в эксплуатации на нефть |
- | ||
переведены на другие горизонты за 2003г |
10 | ||
3 |
Специальные скважины |
ликвидированные |
759 |
всего |
134 | ||
в т.ч. контрольные |
122 | ||
водозаборные |
12 | ||
4 |
Общий фонд |
5839 |
Средняя обводненность добываемой продукции меняется от 73,1% (Северо – XVII горизонт купол) до 83,9% (XVII горизонт). В среднем по месторождению обводненность составляет 79,9% (таблица 2.1.4). По скважинам, перешедшим с прошлого года средняя обводненность составила 80,2%, по скважинам, введенных из бездействия – 80,6%, по вновь пробуренным – 65,9%.
Динамика обводненного фонда скважин месторождения Узень
№ |
Показатели |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
1 |
Обводненность продукции, % |
75,3 |
79,1 |
80,0 |
79,9 |
2 |
Количество добыв. скважин, скв. |
2629 |
2695 |
2913 |
3091 |
3 |
Количество обводненных скважин (выше 90%), скв |
545 |
780 |
780 |
1161 |
Из анализа технологических показателей по блокам следует, что максимальная обводненность добываемой продукции отмечается в пластах 8 блока (94,4%), наименьшая обводненность – в 7 блоке (74,5%).
В таблице 2.1.5 представлено распределение обводненного фонда отдельно по объектам эксплуатации и по блокам.
В таблице 2.1.6 представлено распределение скважин действующего добывающего фонда за 2003 год в зависимости от обводненности продукции по месторождению в целом. Как видно из таблиц скважины с обводненностью продукции 50-90% дают большее количество нефти, так как количество этих скважин больше по сравнению со скважинами с обводненностью 10%, 10-50%, 90%.
Распределение фонда скважин по обводненности месторождения Узень по
состоянию на 01.01.2004г. | |||||||||
Таблица |
2.1.6. | ||||||||
№ |
Показатели |
б/д на |
Обводненные скважины | ||||||
01.04.04г. |
до 10% |
10-50% |
50-90% |
свыше 90% |
всего | ||||
1 |
Суммарная добыча нефти, тыс.т. |
4448,1 |
13,7 |
14251,1 |
83074,1 |
65581,1 |
167368 | ||
2 |
Суммарная добыча нефти, % |
3,0 |
0 |
9,0 |
50 |
39 |
100 | ||
3 |
Добыча нефти, тыс.т/год |
16,2 |
2,0 |
1141,3 |
2891,7 |
919,7 |
4970,8 | ||
4 |
Добыча нефти, % |
0 |
0 |
23 |
58 |
19 |
100 | ||
5 |
Число скважин |
72 |
1,0 |
515 |
1588 |
1074 |
3091 | ||
6 |
Число скважин, % |
- |
- |
- |
- |
- |
- | ||
7 |
Отработанное время, сут |
8136 |
258 |
170271 |
534546 |
358715 |
1071926 | ||
8 |
Суммарная добыча нефти на 1скв |
||||||||
тыс. т |
61,8 |
13,7 |
27,7 |
52,3 |
61,1 |
54,1 | |||
9 |
Добыча нефти на 1 скв, т/год |
0,2 |
2,0 |
2,2 |
1,8 |
0,9 |
1,6 | ||
10 |
Среднесуточный дебит 1 скв, т/сут |
2,0 |
7,7 |
6,7 |
5,4 |
2,6 |
4,6 | ||
2.1.2 Краткая оценка состояния
фонда эксплуатационных и
нагнетательных скважин
Подземный ремонт - это
ремонт скважин планово-
Текущий ремонт скважин представляет собой комплекс операции, направленных на исправление и замену подземного оборудования, изменение параметров его работы, очистку извлеченного подземного оборудования, а также на проведение исследовательских работ с целью достижения заданного режима работы скважин. Текущий ремонт скважин - важнейший участок производственной деятельности НГДУ, без которого невозможно осуществить ни один способ эксплуатации скважин.
Основной объем работ при текущем ремонте скважин связан со спускоподъемными операциями, т.е. со спуском и подъемом подземного оборудования (труб, штанг, насосов их узлов и деталей), а также различных инструментов и приспособлений. В зависимости от способа эксплуатации, глубины и геолого-технической характеристики ремонтируемой скважины, а также цели ремонта и его вида, технология текущего ремонта скважин бывает различной.
Виды текущих ремонтов добывающих, нагнетательных скважин и их объемы за 2000-2003годы приведены в таблице 2.1.7.
Как видно из таблицы, наибольшее число ремонтов выполняется на скважинах эксплуатируемых механизированным способом. На рис. 2.1.1 показано соотношение количества ремонтов и действующего фонда скважин.
Межремонтный период добывающих скважин за 2003 год составил в среднем 197 суток, что, по сравнению с 2000 годом увеличился на 44 сут (153сут), а по сравнению с 2002 годом увеличился на 9 суток, что привело к увеличению коэффициента эксплуатации добывающих скважин - 0,960 (таблица 2.1.7).
Коэффициент использования и эксплуатации фонда скважин месторождения Узень
Показатели |
Годы | ||||
| 2000 |
2001 |
2002 |
2003 | |
1 |
Коэффициент использования добывающих скважин |
0,762 |
0,810 |
. 0,869 |
0,912 |
| Коэффициент использования нагнетательных скважин |
0,499 |
0,632 |
0,696 |
0,809 |
2 |
Коэффициент эксплуатации добывающих скважин |
0,899 |
0,949 |
0,951 |
0,960 |
| Коэффициент эксплуатации нагнетательных скважин |
0,806 |
0,900 1 |
0,904 |
0,900 |
2. Технологическая часть
2.1 Анализ состояния разработки месторождения Узень
2.1.1 Характеристика фонда скважин по месторождению
По состоянию на 01.01.2004г. на месторождении с начала разра-ботки пробурено 5840 скважин (в том числе 12 водозаборных), 122- числятся в категории контрольных, 1222 ликвидировано.
Добывающий фонд на конец 2003 года составляет 3220 скважин, в том числе 3091 действующих скважин (таблица 2.1.1). Следует отметить, что в целом по месторождению фактический эксплуатационный фонд добывающих скважин отстает от проектного на 883 единиц: отставание действующего фонда от проектного составляет 794 скважин, а бездействующий фонд отстает от проектного на 89 скважин. Основная причина отставания добывающего фонда - отставание фактического ввода скважин от проектного до 1999г. Начиная с 2000 года фактическое бурение новых скважин опережает проектное: в 2001г - на 8 единиц, в 2002г - на 34 единицы, в 2003- на 30 единиц.
3058 скважин действующего добывающего фонда работают механизированным способом эксплуатации, фонтанным - 33 скважины. Основная доля (52%) фонтанных скважин (17 единиц) приходится на XIII горизонт, 24% - в XIV горизонте. Пласты XIV , XVIII горизонтов, Северо-Западного и Парсумурунского куполов полностью эксплуатируются механизированным способом.
Бездействующий
фонд составляет 129 скважины.
Текущий коэффициент
Бездействующий фонд скважин, как эксплуатационных, так и нагнетательных, уменьшился. Скважины выводили из бездействия в эксплуатацию, или ликвидировали.
Основными причинами, по которым скважины выводились в бездействие, являются:
Наблюдаемая тенденция роста вышеназванных коэффициентов, в целом по месторождению, из года в год связана с улучшением работы фонда скважин, в результате проведения геолого-технических мероприятии по увеличению нефтедобычи.
Значительное увеличение коэффициента использования и эксплуатации фонда в 2003 году наблюдается в скважинах Северо-Западного, а также в скважинах XVIII горизонта. Наименьшее значение коэффициентов использования наблюдается в фонде Хумурунского купола, эксплуатации – в скважинах Парсумурунского купола. На дату проведения анализа эксплуатационный нагнетательный фонд составил 1263, в том числе действующих – 1124 скважин, бездействующих – 139 (таблица 2.1.2) . В целом по месторождению фактический эксплуатационный фонд нагнетательных скважин отстает от проектного на 432 единицы: отставание действующего фонда от проектного составляет 438 скважин, а бездействующий фонд опережает проектный на 6 скважин.
Характеристика фонда скважин
Горизонт, купол |
Коэффициент использования фонда скважин |
Коэффициент эксплуатации | ||||
2001 |
2002 |
2003 |
2001 |
2002 |
2003 | |
XIII |
0,800 |
0,850 |
0,877 |
0,939 |
0,912 |
0,950 |
XIV |
0,788 |
0,840 |
0,889 |
0,953 |
0,928 |
0,966 |
XV |
0,811 |
0,850 |
0,902 |
0,947 |
0,926 |
0,968 |
XVI |
0,817 |
0,860 |
0,889 |
0,957 |
0,948 |
0,959 |
XVII |
0,749 |
0,800 |
0,866 |
0,923 |
0,888 |
0,946 |
XVIII |
0,877 |
0,860 |
0,903 |
0,953 |
0,890 |
0,968 |
Хумурунский |
0,656 |
0,770 |
0,840 |
0,868 |
0,922 |
0,962 |
Северо-западный |
0,774 |
0,870 |
0,925 |
0,878 |
0,937 |
0,966 |
Парсумурунский |
0,695 |
0,780 |
0,880 |
0,885 |
0,879 |
0,941 |
Месторождения |
0,790 |
0,880 |
0,912 |
0,933 |
0,955 |
0,960 |
Большая часть бездействующих скважин простаивают в ожидании капитальных ремонтов скважин по ликвидации аварии с подземным оборудованием и устранению негерметичности эксплуатационной колонны. Основная причина отставания нагнетательного фонда от проектного - отставание фактического ввода скважин от проектного до 2000г. В 2001 году фактическое бурение новых скважин опережает проектное на 9 единиц, в 2003 году – на 5 единиц.
На месторождении Узень в 2003 году пробурено 91 скважины, из них добывающие нефть 60 скважины, временно добывающих 19 скважин и 31 нагнетательных скважин. В результате анализа работ скважин, пробуренных в 2002 году по XIV горизонту выявлено, что пробурено – 17 добывающих, 8 временно добывающих нефть, по которым добыто в текущем году 31.1 тыс. тонн при средней обводненности 69.3%, 9 нагнетательных.
Состояние фонда скважин Месторождения Узень по состоянию на 01.01.2004г.
№ п/п |
Фонд |
Категория |
Количество |
1 |
Фонд добывающих скважин |
пробурено за 2003 год |
60 |
возвращены с других горизонтов за 2003 год |
70 | ||
Эксплуатационный фонд |
3220 | ||
в т.ч. действующие |
3091 | ||
из них: фонтанные |
33 | ||
ШГН |
3058 | ||
газлифт |
0 | ||
бездействующие |
129 | ||
переведены на другие горизонты за 2003г |
70 | ||
переведены под закачку за 2003г |
30 | ||
2 |
Фонд нагнетательных скважин |
ликвидированные |
463 |
пробурено за 2003г |
30 | ||
возвращено с других горизонтов за 2003г |
10 | ||
переведены из добывающих за 2003 |
30 | ||
Эксплуатационный фонд |
1263 | ||
в т.ч. под закачку |
1124 | ||
в бездействии |
139 | ||
в эксплуатации на нефть |
- | ||
переведены на другие горизонты за 2003г |
10 | ||
3 |
Специальные скважины |
ликвидированные |
759 |
всего |
134 | ||
в т.ч. контрольные |
122 | ||
водозаборные |
12 | ||
4 |
Общий фонд |
5839 |
Средняя обводненность добываемой продукции меняется от 73,1% (Северо – XVII горизонт купол) до 83,9% (XVII горизонт). В среднем по месторождению обводненность составляет 79,9% (таблица 2.1.4). По скважинам, перешедшим с прошлого года средняя обводненность составила 80,2%, по скважинам, введенных из бездействия – 80,6%, по вновь пробуренным – 65,9%.
Динамика обводненного фонда скважин месторождения Узень
№ |
Показатели |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
1 |
Обводненность продукции, % |
75,3 |
79,1 |
80,0 |
79,9 |
2 |
Количество добыв. скважин, скв. |
2629 |
2695 |
2913 |
3091 |
3 |
Количество обводненных скважин (выше 90%), скв |
545 |
780 |
780 |
1161 |
Из анализа технологических показателей по блокам следует, что максимальная обводненность добываемой продукции отмечается в пластах 8 блока (94,4%), наименьшая обводненность – в 7 блоке (74,5%).
В таблице 2.1.5 представлено распределение обводненного фонда отдельно по объектам эксплуатации и по блокам.
В таблице 2.1.6 представлено распределение скважин действующего добывающего фонда за 2003 год в зависимости от обводненности продукции по месторождению в целом. Как видно из таблиц скважины с обводненностью продукции 50-90% дают большее количество нефти, так как количество этих скважин больше по сравнению со скважинами с обводненностью 10%, 10-50%, 90%.
Распределение фонда скважин по обводненности месторождения Узень по
состоянию на 01.01.2004г. | |||||||||
Таблица |
2.1.6. | ||||||||
№ |
Показатели |
б/д на |
Обводненные скважины | ||||||
01.04.04г. |
до 10% |
10-50% |
50-90% |
свыше 90% |
всего | ||||
1 |
Суммарная добыча нефти, тыс.т. |
4448,1 |
13,7 |
14251,1 |
83074,1 |
65581,1 |
167368 | ||
2 |
Суммарная добыча нефти, % |
3,0 |
0 |
9,0 |
50 |
39 |
100 | ||
3 |
Добыча нефти, тыс.т/год |
16,2 |
2,0 |
1141,3 |
2891,7 |
919,7 |
4970,8 | ||
4 |
Добыча нефти, % |
0 |
0 |
23 |
58 |
19 |
100 | ||
5 |
Число скважин |
72 |
1,0 |
515 |
1588 |
1074 |
3091 | ||
6 |
Число скважин, % |
- |
- |
- |
- |
- |
- | ||
7 |
Отработанное время, сут |
8136 |
258 |
170271 |
534546 |
358715 |
1071926 | ||
8 |
Суммарная добыча нефти на 1скв |
||||||||
тыс. т |
61,8 |
13,7 |
27,7 |
52,3 |
61,1 |
54,1 | |||
9 |
Добыча нефти на 1 скв, т/год |
0,2 |
2,0 |
2,2 |
1,8 |
0,9 |
1,6 | ||
10 |
Среднесуточный дебит 1 скв, т/сут |
2,0 |
7,7 |
6,7 |
5,4 |
2,6 |
4,6 | ||
2.1.2 Краткая оценка состояния
фонда эксплуатационных и
нагнетательных скважин
Подземный ремонт - это
ремонт скважин планово-
Текущий ремонт скважин представляет собой комплекс операции, направленных на исправление и замену подземного оборудования, изменение параметров его работы, очистку извлеченного подземного оборудования, а также на проведение исследовательских работ с целью достижения заданного режима работы скважин. Текущий ремонт скважин - важнейший участок производственной деятельности НГДУ, без которого невозможно осуществить ни один способ эксплуатации скважин.
Основной объем работ при текущем ремонте скважин связан со спускоподъемными операциями, т.е. со спуском и подъемом подземного оборудования (труб, штанг, насосов их узлов и деталей), а также различных инструментов и приспособлений. В зависимости от способа эксплуатации, глубины и геолого-технической характеристики ремонтируемой скважины, а также цели ремонта и его вида, технология текущего ремонта скважин бывает различной.
Виды текущих ремонтов добывающих, нагнетательных скважин и их объемы за 2000-2003годы приведены в таблице 2.1.7.
Как видно из таблицы, наибольшее число ремонтов выполняется на скважинах эксплуатируемых механизированным способом. На рис. 2.1.1 показано соотношение количества ремонтов и действующего фонда скважин.
Межремонтный период добывающих скважин за 2003 год составил в среднем 197 суток, что, по сравнению с 2000 годом увеличился на 44 сут (153сут), а по сравнению с 2002 годом увеличился на 9 суток, что привело к увеличению коэффициента эксплуатации добывающих скважин - 0,960 (таблица 2.1.7).
Коэффициент использования и эксплуатации фонда скважин месторождения Узень
Показатели |
Годы | ||||
| 2000 |
2001 |
2002 |
2003 | |
1 |
Коэффициент использования добывающих скважин |
0,762 |
0,810 |
. 0,869 |
0,912 |
| Коэффициент использования нагнетательных скважин |
0,499 |
0,632 |
0,696 |
0,809 |
2 |
Коэффициент эксплуатации добывающих скважин |
0,899 |
0,949 |
0,951 |
0,960 |
| Коэффициент эксплуатации нагнетательных скважин |
0,806 |
0,900 1 |
0,904 |
0,900 |
Информация о работе Изучение геологического строения продуктивных горизонтов месторождения Узень