Введение Месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области в 115 км к северо-востоку от г. Самары (стр. 7 )

2.6 Анализ структуры фонда скважин и показателей  эксплуатации УШГН пласта Б-2

На объекте Б-2 пробурено 39 скважин, две скважины переведены с объекта В-1, три ликвидированы после бурения по геологическим причинам. В добыче пребывало 38 скважин, из них под нагнетание освоено семь скважин, три переведены на другие объекты.

На 01.01.2016 г. в добывающем фонде 31 скважина, в том числе 22 действующих (17 скважин-ЭЦН, пять скважин-ШГН) (рис.2.8), две в бездействии, четыре пьезометрические и три ликвидированы по геологическим причинам после бурения. В нагнетательном фонде восемь скважин (одна пробурена, семь переведены из добывающих), в том числе шесть действующих и две наблюдательные (табл. 2.3).

Скважины, эксплуатирующие пласт Б-2, характеризуется высокими значениями попутно добываемой воды, что косвенно свидетельствует об активной законтурной системе.

Фонд скважин, оборудованный УШГН, составляет пять единиц.

В табл. 2.4. приведен технологический режим скважин пласта Б-2 [10].

Таблица 2.3

Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2016 г.

Категория	Характеристика фонда скважин	Б-2
Фонд добывающих скважин	Пробурено	39
Возвращено с других горизонтов	2
Переведены из нагнетательного фонда	7
Всего
В том числе:
Действующие	22
из них: фонтанные	-
ЭЦН	17
ШГН	5
Бездействующие	2
В освоении после  бурения	-
Переведены на другие горизонты	8
Перевод в нагнетательный фонд	-
Переведены в иные категории	-
В консервации	-
Наблюдательные
В ожидании ликвидации	4
Ликвидированные	3

Рис.2.8

Таблица 2.4

Текущие технологические показатели действующих добывающих скважин на 01.01.2016 г.

№ скв	Н вд	Удл	СЭ	Тип насоса	Н сп	Число качаний	Длина хода плунжера	D плунжера	Фактический режим	Состояние на конец месяца
Р зат	Q нефти	Q жид- кости	Обводненность
	м	м			м	мин-1	м	м	атм	т/сут	м3/сут	%
8	1496	38	ЭЦН	ЭЦН5- 80-1350	1384				0	5	97	94,7	в работе
101	1503	46	ШГН	НН2Б-57	830	4	2	57	0	0,5	1	98,0	в работе
102	1459	0	ШГН	НН2Б-57	900	5,5	2	57	0	4,2	27	82,7	в работе
103	1496	37	ЭЦН	ЭЦН5-125-1200	1428				0	9	136	92,3	в работе
106	1467	12	ЭЦН	ЭЦН5- 80-1200	1354				0	5	85	93,1	в работе
107	1487	52	ЭЦН	ЭЦН5-200-1200	1389				0	7	204	96,2	в работе
109	1446	5	ЭЦН	ЭЦН ДИК5А-250-1200	1370				0	10	207	94,9	в работе
112	1478	23	ЭЦН	ЭЦН5- 45-1500	1356				0	1	64	98,1	в работе
114	1494	38	ЭЦН	ЭЦН5- 80-1500	1422				0	5	97	94,8	в работе
115	1459	10	ЭЦН	ЭЦН5- 80-1350	1395				0	3	72	95,6	в работе
121	1474	13	ШГН	НН2Б-44	975	4	1,6	44	0	0,4	1	62,0	в работе
124	1469	22	ЭЦН	ЭЦН5-200-1250	1394				0	6	200	96,8	в работе
125	1468	17	ЭЦН	ЭЦН5- 60-1500	1365				0	10	73	84,6	в работе
134	1458	8	ШГН	НН2Б-44	1143	4,5	2	44	0	2,4	9	70,4	в работе
136	1461	8	ЭЦН	ЭЦН-45-1426	1403				0	8	49	82,1	в работе
140	1454	2	ЭЦН	ЭЦН5- 60-1800	1376				0	2	73	97,2	в работе
143	1480	25	ЭЦН	ЭЦН5- 45-1377	1371				0	21	52	55,7	в работе
145	1496	41	ЭЦН	ЭЦН5- 60-1500	1415				0	2	80	97,7	в работе
146	1484	24	ЭЦН	ЭЦН5- 80-1600	1376				0	7	104	92,9	в работе
148	1465	47	ЭЦН	ЭЦН5- 80-1700	1374				0	6	115	93,8	в работе
153	1482	8	ШГН	НН2Б-44	983	6	2,4	44	0	0,3	1	99,0	в работе
154	1450	8	ЭЦН	ЭЦН5-160-1350	1380				0	9	177	94,4	в работе

На пласте Б-2 применяются штанговые насосы диаметром 44-57 мм. Распределение по типоразмерам штанговых глубинных насосов фонда скважин дающих продукцию приведено на рис.2.9.

Рис.2.9

В скважинах фонда ШГН дебиты жидкости изменяются от 1 до 27 м3/сут. Средний дебит жидкости 7,8 м3/сут.

С дебитом жидкости до 1,0 м3/сут эксплуатируются три скважины фонда, оборудованного УШГН (рис.2.10).

Рис.2.10

Дебит нефти изменяется от 0,3 т/сут в скважине 153 до 4 т/сут в скважине 102. Средний дебит нефти 1,6 т/сут.

С дебитом нефти до 1,0 т/сут работает три скважины, рассматриваемого фонда.

С дебитом нефти 2 - 4 т/сут работает две скважины, анализируемого фонда.

На рис.2.11 представлено распределение скважин по дебитам нефти.

Рис.2.11

Обводненность продукции в скважинах, оборудованных ШГН, изменяется от 62% в скважине 121  до 99% в скважине 153.

Средняя обводненность продукции 82,4%.

На рис.2.12 представлено распределение скважин, оборудованных УШГН, по обводненности продукции.

Рис.2.12

С обводненностью до 70% эксплуатируется две скважины.

С обводненностью 80 – 100% эксплуатируется три скважины.