Пласт дк

На 1.01.2010г пласт разрабатывается совместно с ДI. Действующий фонд составляет 6 скважин, 4 из которых работают в периодическом режиме эксплуатации.

Средняя глубина спуска насосов 2620м, динамический уровень находится в пределах 1500-2500м.

Планируемые рекомендуемым вариантом разработки мероприятия по скважинам (2010-2072гг), проектный дебит скважин и рекомендуемый тип насоса указаны в нижеприведенной таблице.

Таблица 2.6 - Выбор способа эксплуатации для скважин, намеченных к ГТМ пласта Д_К Мухановского поднятия

Номера скважин	Планируемые мероприятия	Проектный дебит жидкости, м^3/сут	Рекомендуемый тип насоса
3108, 3109	Ввод из бурения, ГРП	5 - 9	НН-32 или НН-44, НН-44
50,456,3013, 3005,3053	Перевод с НЛГ, ГРП	3 - 6	НН-32 или НН-44 в периодический режим эксплуатации
323,937,1147, 1158,1159, 2013,	Перевод с НЛГ, ГРП	8 - 21	НН-32 или НН-44, УЭЦН5-25
3033,3053	Ввод из бурения БГС, ГРП	11	НН-44
3030	Ввод из бурения БС	4	НН-32 или НН-44 в периодический режим эксплуатации,
905	Перевод под добычу, ввод из бурения БС, ГРП	4	НН-32 или НН-44 в периодический режим эксплуатации
3107	Ввод из бурения ГС	25	УЭЦН5-30
930,3081	Заливка ДI	1 - 2	НН-32 или НН-44 в периодический режим эксплуатации

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 13,2 МПа.

Рекомендуемым вариантом разработки, с целью проведения ППД, планируется в 2016-2045гг перевод скважин №№50, 314, 323, 456, 929, 3059 под нагнетание воды (требования к конструкции скважин приводятся в разделе 9). 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.

2. Технологический режим

Технологический режим работы нефтяных скважин на 01.01.12 представлен в приложении 1 в таблице 2.7.

3. Анализ работы фонда

   1. Анализ по дебиту нефти

2. Анализ по дебиту жидкости

3. Анализ по процентному содержанию воды(обводненности)

4. Анализ по производительности установок

5. Анализ по глубине спуска

6. Анализ по динамическому уровню

7. Анализ по подпорной характеристике

8. Анализ по КИН

9. Анализ по наработке на отказ, МРП,

10. Анализ по 2м скважинам за один год

11. Анализ по видам ремонтов и причинам выхода из строя