числі видобувних - тисяча двісті вісімдесят п'ять і нагнітальних - 215. За час розробки родовища було ліквідовано 254 свердловин, у тому числі з видобувного фонду 158 і нагнітального - 96 як показано на малюнку 6.
Коефіцієнт експлуатації в цілому за 2004 р по родовищу склав 0,879, з них по видобувним свердловинах 0,870 і 0,925. Ефективність використання експлуатаційного фонду в цілому по родовищу склав 51%, з них 56,6% по видобувним і 33,8% по нагнітальним свердловинах.
На родовищі станом на 1.01.2006 р як показано в таблиці 1.2.2.2 пробурено всього 1500 свердловини, в тому числі в якості видобувних - тисячу двісті вісімдесят шість і нагнітальних - 214. За час розробки родовища з видобувного і нагнітального фонду ліквідовано 208 свердловин. Характеристика фонду свердловин з даного VIII горизонту і в цілому по родовищу представлено в таблиці 1.2.2.3.
Як видно з наведених даних, реалізовані на родовищі рівні відбору рідини з свердловин досить низькі. Так, більше 80% фонду характеризується дебітами рідини до 10 т/добу. За станом на 01.01.06 р середнє значення поточних дебітом свердловин склало 3,9 т/добу по нафті і 13,5 т/добу по рідині.
Кількість свердловин з дебітом нафти менше 5 т/добу, які прийнято називати малодебітних фондом (МДФ), становить 368 од., або 83% всього фонду. Аналіз динаміки фонду показує, що характерним у змінах фонду є неухильне збільшення свердловин з дебітом нафти до 5 т/добу. Це явище, що спостерігається протягом багатьох років, стало типовим для родовища.
Таблиця 1.2.2.2 - Діапазон зміни дебітів по нафти та рідини
діапазон зміни дебітів по нафти та рідини, т/добу lt; 1 1-5 5-10: 10-20 20-50 gt; 50 нжнжнжнжнжнЖVIII 251735391013460300м-е +151582172044993224943504
Таблиця 1.2.2.3 - Характеристика фонду свердловин по VIII горизонту
діапазон зміни прийомистості, м/добу lt; 10 10-20 20-30 30-50 50-100 gt; 100 VIII - - 5 _ 22 14 16 місць-ті - 19 лютого 88 52 72
Малюнок 6 - Карта поточних відборів VIII продуктивного горизонту родовища Жетибай на 01.01.2006 г.
Масштаб 1: 25000
Таблиця 1.2.2.1 - Родовище Жетибай. Характеристика фонду свердловин станом на 01.01.2006 г.
ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДУ СКВАЖІНГ Про Р І З О Н Т И IIIIIIIVVа + бVв + VIVIIVIIIIXXXIXIIXIIIПо местор1234567891011121314151. ФОНД видобувних свердловин Пробурено0313 15095324810228512319651285Возвращено з інших горізонтов04261293719924598702330583Всего0739122431661234014738382342951868В тому числі: Действующіе00134968761295610128397529із них: Фонтан00000000000000ШГН00134968761295610128397529Газлифт00000000000000винтовые насоси00000000000000 Бездействующіе001538943090347613344385 що не дають продукцію00004 (Vа) 1 (Vв, VIб) 00000000 в освоєнні після буренія00000000000000 Ліквідірованние1441021231155584293158 в консерваціі00000000000000 переведені під закачування 2810 6912 68 3 67 2. ФОНД нагнітальних свердловин Пробурено січня 2822 502355336 215Возвращено з інших горизонтів +4014 731084470 405Всего +6836 123331397106 620В тому числі: Действующіе000018210321517250107 Бездействующіе0020431506613514220215 в освоєнні після буренія00000000000000 Ліквідірованние000050015147028096 в консерваціі00000000000000
До технологічними показниками розробки відносяться: видобування нафти з родовища в процесі його розробки; темп розробки родовища, що змінюється в часі, рівний відношенню поточного видобутку нафти до вилученими запасами родовища; видобуток рідини з родовища; нефтеотдача - відношення кількості витягнутої з пласта нафти до первинних її запасам в пласті; видобуток газу з нафтового родовища в процесі його розробки; витрата нагнітаються в пласт речовин і їх вилучення разом з нафтою і газом; розподіл тиску в пласті; тиск на гирлі видобувних свердловин; розподіл свердловин по способам підйому рідини з вибою на денну поверхню; пластова температура.
У цілому за 2006 р коефіцієнт експлуатації по родовищу склав 0,843, з них по видобувним і нагнітальним свердловинах 0,819 і 0,938 відповідно. Середньорічний коефіцієнт експлуатації в цілому по родовищу, а зокрема по нафтовому фонду трохи знизився порівняно з попередніми роками.
Порівняння основних технологічних показників розробки з проектними представлено в таблиці 1.2.2.4.
Аналіз розробки показує, що в результаті інтенсивного впливу на поклад в 1983-1989 рр. відбулося істотне збільшення пластового тиску по горизонту з 20,2 МПа до 21,1 МПа. Збільшилися темпи відбору нафти та рідини, особливо помітно в 1984-1986 рр. Збільшення річного видобутку нафти з 207 тис. Т. До 409 тис. Т. Було досягнуто без буріння нових свердловин, тільки за ра...
