2. Технологическая часть

   1. Расшифровка фонда скважины

Данные по добывающему фонду скважин, среднему дебиту жидкости, среднему дебиту нефти приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1 - Структура добывающего фонда скважин объектов девона

Параметры	Мухановское месторождение
	пласт Д1	пласт Д1Д2	пласт Д1Дк	пласт Д1Д2Д3	пласт Д1Д2Д3Д4	пласт Д2	пласт Д3
Эксплуатационный фонд	14	6	6	2	2	9	2
Действующий фонд, в т.ч.	10	5	6	1	2	4	2
УЭЦН	9 (90%)	4 (80%)	6 (100%)	1 (100%)	2	2 (50%)	2 (100%)
УСШН	1 (10%)	1 (20%)	-	-	-	-	-
Сваб	-	-	-	-	-	2 (50%)	-
Добыча жидкости, м^3/сут	233	154	81	21	470	466	798
УЭЦН	231 (100%)	153 (99%)	81 (100%)	21 (100%)	470 (100%)	466 (100%)	798 (100%)
УСШН	2	1 (1%)	-	-	-	-	-
Сваб	-	-	-	-	-	-	-
Добыча нефти, т/сут	138	79	63	-	93	59	49
УЭЦН	137 (100%)	79 (100%)	63 (100%)	-	93 (100%)	59 (100%)	49
УСШН	1	-	-	-	-	-	-
Сваб	-	-	-	-	-	-	-
Периодический фонд	6	2	4	1	-	2	-
Бездействующий фонд	4	1	-	1	-	5	-

Мухановское поднятие Пласт дi

На 01.01.2010г действующий фонд составляет 10 скважин, 6 из которых находятся в режиме периодической эксплуатации.

Средняя глубина спуска насосов составляет 2580м. Динамический уровень находится в пределах 1320 - 2620м.

Планируемые рекомендуемым вариантом разработки мероприятия по скважинам (2011-2056гг), проектный дебит скважин и рекомендуемый тип насоса указаны в нижеприведенной таблице.

Таблица 2.2 - Выбор способа эксплуатации для скважин, намеченных к ГТМ пласта ДI Мухановского поднятия

Номера скважин	Планируемые мероприятия	Проектный дебит жидкости, м^3/сут	Рекомендуемый тип насоса
340, 915	Ввод из б/д, ГРП	13-25	НН-44, УЭЦН5-30
302	Ввод из б/д, РИР	12	НН–44
3096	Ввод из бурения	18	УЭЦН5-25 или УЭЦН5-30
3088, 3091, 3099	Ввод из бурения ГС	44 - 55	УЭЦН5-45 или УЭЦН5-60
3094	Ввод из бурения ГС	72	УЭЦН5-80
3097	Ввод из бурения, ГРП	16	НН-44
3054, 3086, 3087, 3090, 3092, 3093, 3095	Ввод из бурения, ГРП	25 - 33	УЭЦН5-30
913	ГРП, дострел	45	УЭЦН5-45 или УЭЦН5-60
42	Заливка Д2	2	НН–32 или НН-44 в периодический режим эксплуатации
1122, 1134	Заливка Д2, ГРП (скв. №1134)	35-46	УЭЦН5-30, УЭЦН5-45 или УЭЦН5-60
902	Заливка Дк	45	УЭЦН5-45 или УЭЦН5-60
1104,	Заливка Дк	9	НН–32 или НН-44
1148	Заливка Дк	23	УЭЦН5-30
18, 1122	Перевод под добычу (скв. 18 ГРП)	20-33	УЭЦН5-30
328, 160	Перевод под добычу	5-8	НН–32 или НН-44
1130	Перевод с НЛГ	8	НН–32 или НН-44
444, 3066	Перевод с НЛГ, ГРП	15 - 20	НН–44, УЭЦН5-25 или УЭЦН5-30
3065	Перевод с НЛГ, ГРП	4	НН–32 или НН-44 в периодический режим эксплуатации
1022	РИР	17	НН-44

Для ШГН колонна штанг двухступенчатая: Н-32: 30% - 22мм, 70% - 19мм; Н-44: 41% - 22мм, 59% - 19мм; Н-32 Лифт составить из НКТ диаметром 73мм. Станок - качалка типа СК8 – 3,5 – 4000.

Рекомендуемый внешний диаметр НКТ 73мм. Рекомендуемая глубина спуска насосов для скважин, оборудованных УЭЦН, 2700м, для скважин, оборудованных УШГН – 1650м.

Среднее забойное давление, рассчитанное для данных скважин, составило 9,2 МПа.

Рекомендуемым вариантом разработки, с целью проведения ППД, планируется в 2010-2036гг перевод скважин №№18, 42, 160, 411, 913, 915, 974, 1022, 1134 под нагнетание воды (требования к конструкции скважин приводятся в разделе 9). В 2011г предусматривается ввод из б/д нагнетательной скважины №146, а также в 2012-2027гг ввод из бурения и ГРП скважин №№3027,3085. Для нагнетания воды в пласт рекомендуется спуск на глубину кровли пласта колонны НКТ диаметром 73мм, пакера типа ПД-ЯГМ, установленного над интервалом перфорации пласта. Устьевая арматура типа АНК 65´25.