Что такое простаивающий фонд скважин

Обновлено: 04.07.2024

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Исследования действующего фонда скважин с целью контроля разработки месторождений нефти и газа геофизическими методами включают: измерение пластовых параметров ( давления, температуры), определение свойств добываемой жидкости, оценку интенсивности притока жидкости по интервалу или при многопластовой залежи из нескольких интервалов, определение положения водонефтяного или газоводяного контакта, технического состояния скважины, выявление мест затрубной циркуляции и др. В качестве измерительных преобразователей применяются: манометры и термометры, плотномеры и вискозиметры, резистивиметры и импульсные генераторы нейтронов, акустические шумомеры, расходомеры и др. Измерения проводятся в эксплуатирующихся действующих и нагнетательных скважинах, на основании данных измерений составляются карты выработки залежи. [9]

Треть действующего фонда скважин подвержена отложениям, но использование химических реагентов сдерживалось отсутствием сырьевой базы для их производства. По фракционному составу растворитель, входящий в состав реагента ХТ-48, соответствует аренам реактивного топлива, поэтому выделенный из него экстракт можно было бы использовать в составе реагентов для удаления асфальгеносмолопарафиновых отложений. [10]

Использование действующего фонда скважин характеризуется показателями числившихся, и отработанных скважино-ме-сяцев. [11]

Динамика действующего фонда скважин пя t по годам планируемого периода определяется, исходя из ввода нового фонда скважин и выбытия скважин из эксплуатации, и принимается по проекту разработки с учетом корректировки реализации оставшегося фонда во времени. При уплотнении сетки дополнительный фонд скважин Лтд, дебиты скважин gt, действующий фонд скважин пя t и доля нефти / н t определяются из проекта доразработки нефтяного месторождения. При отсутствии такого проекта может быть использован графоаналитический метод построения кривых изменения указанных показателей с учетом накопленного опыта разработки. Построение этих кривых основывается на предположении о постоянстве среднего дебита скважин при уплотнении сетки, так как одновременно с бурением эксплуатационных скважин усиливается система заводнения в таком отношении, что число эксплуатационных скважин к нагнетательным не изменяется. [12]

К действующему фонду скважин относятся скважины, дававшие продукцию ( находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода независимо от числа дней их работы в этом месяце. В действующем фонде выделяются дающие продукцию ( находящиеся под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию ( находившихся под закачкой) в этом месяце. [13]

В действующем фонде скважин для ввода в эксплуатацию неработающих пропластков осуществить их перестрел в газовой среде под давлением. [14]

В действующем фонде скважин находятся 65 добывающих и 19 нагнетательных скважин. Разработка объекта ведется с показателями более низкими, чем по проекту. Основными причинами являются: отставание в бурении основного фонда добывающих и нагнетательных скважин, большое количество бездействующих скважин, а также завышение проектных значений по дебитам скважин. Для данного пласта рекомендуется первоочередной вывод из бездействия добывающих скважин, а также проведение геолого-технических мероприятий на добывающих скважинах по ограничению водопритока и стабилизации роста обводненности в целом по пласту. [15]

Нефть, Газ и Энергетика

Категории и группа скважин при бурении на нефть и газ

При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

Добывающие скважины, имеющие фонтанное, насосное или газлифтное оборудование и предназначены для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным , так как характерен для вновь открытых , энергетически не истощенны месторождений. При поддержании пластового давления путем закачки воды или газа в залежь в отдельных случаях удается существенно продлить период фонтанирования скважин.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированные способы добычи нефти:

При газлифтном способе добычи в скважину для подъема нефти на поверхность подают ( или закачивают с помощью компрессоров ) сжатый ( углеводородный ) газ или крайне редко воздух, т.е. подают энергию расширения сжатого газа.

В насосных скважинах подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов - штанговых (ШСН) или погружных (ЭЦН). На промыслах используют и другие способы эксплуатации скважин.

Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурные, приконтурные и внутриконтурные. Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов ( их прерывистости ) , плотности сетки скважин основного фонда и т. д.

Наблюдательные и пьезометрические скважины служат в качестве контрольных и предназначены для:

-наблюдательные для периодического наблюдения за изменением положения ВНК и ГНК, ГВК, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;

- пьезометрические - для систематического изменения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.

Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях ( залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С.

Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды , сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.

Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.

Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

Законсервированные скважины - не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации ( независимо от их назначения ), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.

Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации (действующие), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после бурения.

К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.

В фонде, находящихся в эксплуатации (действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово-профилактическом обслуживании (простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце).

К находящимся в капремонте после эксплуатации относятся скважины, выбывшие из действующих, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.

Нефть, Газ и Энергетика

Средний межремонтный период скважин за 2004 год, оборудованных УЭЦН импортного производства фирмы ODI - 2282,9 сут., “Центрилифт” - 940 сут., за 2003 год межремонтный период импортного оборудования представлен в приложении В.

Состояние фонда скважин, оборудованных установками импортного производства по состоянию на 1.01.2005 год

Все о нефти

Фонд скважин. Учет изменений фонда и показатели работы

В этой статье разберем некоторые показатели, которыми характеризуется фонд скважин на нефтегазодобывающем предприятии. И начнем мы с определения, что такое фонд скважин.

Фонд скважин

Вся совокупность скважин в ведении нефтегазодобывающего предприятия называется фонд скважин. Хотя чаще принято говорить о фонде скважин относящемуся к определенному месторождению (фонд скважин Мишкинского месторождения, например). В общем, фонд скважин – это число скважин на месторождении и классификация этих скважин по назначению и текущему состоянию.

Фонд скважин может состоять из добывающих, нагнетательных, специальных (оценочных, контрольных) и вспомогательных (водозаборных, поглощающих) скважин. Также в фонде скважин выделяются скважины ожидающие освоения, законсервированные скважины, ликвидированные, действующие и бездействующие скважины.

Для регистрации движения фонда скважин на конец каждого квартала (года) по эксплуатационному объекту и месторождению в целом составляется отчет «Фонд скважин». В отчете отражается весь фонд скважин, числящихся по эксплуатационному объекту (месторождению, нефтегазодобывающему предприятию) на конец квартала (года). Отчет на конец четвертого квартала характеризует фонд на конец отчетного года. Отчеты составляют раздельно для нефтяных и газовых скважин.

Основное внимание, конечно, уделяется работе добывающего фонда скважин. Именно от этих скважин в первую очередь зависит экономическая эффективность работы предприятия.

Для оценки эффективности использования фонда скважин существуют специальные показатели, такие как среднедействующий фонд скважин (СДФ) за месяц, год; коэффициент эксплуатации скважин (К_эксп.); межремонтный период работы скважин (МРП).

Коэффициент эксплуатации скважин (К_эксп.)

Коэффициент эксплуатации скважин – это отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Как правило, не бывает так чтобы средний Кэксп. по всем скважинам месторождения был равен единице. Чаще всего он колеблется около значений 0,96 – 0,98.

В то же время по одной отдельно взятой скважине коэффициент эксплуатации вполне может быть равен единице. Например, за прошедший месяц отдельная скважина вполне могла проработать без каких-либо остановок, тогда если разделить время фактической работы этой скважины на календарное время за месяц, то

Почему по всему фонду скважин коэффициент эксплуатации не бывает равен единице? Ответ на этот вопрос заключается в том, что для проведения различных ремонтных работ необходима остановка скважин. Их останавливают для проведения исследований (например, КВУ) или проведения запланированных ГТМ, планово-предупредительных ремонтов или работ по оптимизации оборудования и т. п. Из-за вынужденной остановки на время проведения ремонтных и других работ фактическое время работы по тем или иным скважинам будет меньше календарного.

Среднедействующий фонд скважин (СДФ)

Средний действующий фонд скважин (сокращенно среднедействующий фонд или СДФ) измеряется в скважинах. Как правило, этот показатель используется для расчета планового коэффициента эксплуатации скважин, который в свою очередь используется в плановых расчетах добычи нефти.

Фонд скважин месторождения все время пребывает в движении (особенно на крупных месторождениях). Какие-то скважины уходят в бездействие, какие-то наоборот вводятся из бездействия. Бурятся новые скважины, проводятся ГТМ, скважины переводятся из одного фонда в другой (например, из нагнетательного в добывающий) и т. п. Как правило, скважины вводятся в произвольное число месяца, поэтому среднедействующий фонд в каждом конкретном месяце, чаще всего, не является целым числом.

Предположим, что какое-то гипотетическое месторождение разрабатывается десятью добывающими скважинами. И за прошедший месяц число действующих скважин никак не менялось. В этом случае среднедействующий фонд скважин равен 10.

Далее, предположим, что одна из скважин в прошедшем месяце ушла в бездействие. В бездействие скважины уходят, как правило, с первого числа, поэтому в том месяце, в котором скважина ушла в бездействие, среднедействующий фонд будет равен девяти.

Рассмотрим теперь другой случай. На первое число месяца фонд скважин состоял из десяти действующих добывающих скважин, а шестого числа была введена в эксплуатацию еще одна добывающая скважина. Понятно, что на первое число следующего месяца фонд скважин будет равняться одиннадцати. Но вопрос, каков среднедействующий фонд в прошедшем месяце, т.е. в месяце ввода новой скважины?

Чтобы ответить на этот вопрос надо знать, сколько было календарных дней в прошедшем месяце. Допустим, это был октябрь, т.е. 31 календарный день. Тогда новая скважина, введенная 6-го числа, проработала в прошедшем месяце 26 дней. А ее доля в СДФ равняется 26/31=0,84. То есть СДФ в прошедшем месяце равен 10,84 скважин (10 скважин на начало месяца + 0,84 скважины дала введенная скважина).

Межремонтный период работы скважин (МРП)

После ввода в эксплуатацию добывающие скважины испытывают воздействие различных неблагоприятных факторов. Как с точки зрения работы пласта (кольматирование призабойной зоны пласта, обводнение подстилающей или закачиваемой водой, например), так и с точки зрения работы оборудования, спущенного в скважину (это может быть отказ насоса, обрыв штанг, снижение подачи насоса из-за отложений парафина в клапанах насоса, коррозия НКТ).

В этой связи в скважине периодически проводятся различные ремонтные работы для устранения выявленных нарушений. Для контроля эффективности работы скважин существует показатель «межремонтный период работы» (МРП) скважин.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважин от ремонта до ремонта, т. е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами. МРП измеряется в сутках.

Нефтегазодобывающие предприятия стремятся увеличить МРП с тем, чтобы снизить затраты на ремонтные работы и предотвратить потери нефти от простоя скважин, находящихся в ремонте (или в ожидании ремонта).

Как можно увеличить МРП? Для этого выявляют и устраняют факторы, приводящие к преждевременной остановке скважин, такие как коррозия глубинно-насосного оборудования, НКТ, штанг; проводят мероприятия по борьбе с различными скважинными осложнениями (отложениями АСПО, гидратов, солей, засорением насосов механическими примесями). Какие еще скважинные осложнения существуют и как с ними бороться читайте в статье Предупреждение и борьба с осложнениями при эксплуатации скважин.

Значительный эффект на удлинение межремонтного периода оказывает комплексный ремонт скважин, то есть одновременный ремонт наземного оборудования и подземный ремонт скважины.

Все о нефти

Ежегодно на каждом нефтяном месторождении осуществляются десятки геолого-технических мероприятий. Геолого-технические мероприятия (ГТМ) – это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений.

Геолого-технические мероприятия отличаются от прочих мероприятий на нефтяных скважинах тем, что в результате реализации этих мероприятий предприятия, как правило, получают прирост добычи нефти. Какие именно мероприятия относить к ГТМ, а какие – к прочим ремонтам каждая нефтедобывающая компания определяет самостоятельно.

Вообще говоря, все работы в скважине подразделяется на капитальный и подземный (текущий) ремонты, при этом

к капитальному ремонту относятся работы, связанные с изменением объекта эксплуатации скважин, креплением рыхлых коллекторов, восстановлением герметичности обсадной колонны и ликвидацией ее деформации, зарезкой второго ствола, ограничением притоков пластовых, закачиваемых вод и вод из пластов-обводнителей, с ловильными и другими аналогичными работами с подземным оборудованием;

к подземному (текущему) ремонту относятся работы, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, с обеспечением заданного технологического режима работы подземного эксплуатационного оборудования, изменением режимов работы и сменой этого оборудования, очисткой ствола скважины и подъемных труб от песка, парафина и солей.

В большинстве случаев ГТМ относятся к капитальному ремонту скважин. Хотя в некоторых компаниях определенные виды текущего ремонта также могут учитываться как ГТМ (например, смена скважинного насоса с меньшей производительностью на насос с большей производительностью).

Геолого-технические мероприятия проводятся на всех этапах разработки месторождений. Но наиболее интенсивно - на поздних стадиях. На зрелых месторождениях с падающей добычей и растущей обводненностью проведение ГТМ особенно актуально.

Подбор эффективных геолого-технических мероприятий на каждом нефтяном месторождении – одна из основных задач геологической службы предприятия. Как правило, мероприятия ГТМ планируются ежегодно при подготовке бизнес-плана нефтедобывающего предприятия. А впоследствии ежемесячно уточняются и корректируются.

Какие мероприятия нефтедобывающие предприятия обычно относят к ГТМ?

Хотя каждая нефтедобывающая компания имеет собственные стандарты по отнесению к ГТМ тех или иных мероприятий, проводимых на скважине, тем не менее, обычно к ГТМ относятся следующие виды:

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

Цель гидроразрыва пласта - увеличение проницаемости призабойной зоны путем создания искусственных или расширения естественных трещин в породе пласта. Достигают этого путем закачки в пласт вязких жидкостей с большим расходом и под большим давлением (выше давления разрыва пород). В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

Обработки призабойной зоны (ОПЗ)

Это, пожалуй, наиболее широкоприменяемый вид ГТМ. Технологий воздействия на призабойную зону пласта существует великое множество. Чаще всего проводят ОПЗ различными кислотными составами. Для карбонатных коллекторов и коллекторов с повышенным содержанием карбонатного цемента наиболее часто используют закачку кислотных составов на основе соляной кислоты. Для терригенных коллекторов - закачку кислотных составов на основе плавиковой кислоты.

Перевод на вышележащий горизонт (ПВЛГ)

Как правило, разработку месторождения начинают с нижних продуктивных пластов. По мере их истощения скважины переводят на вышележащие продуктивные пласты, не охваченные разработкой.

Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ)

По Правилам охраны недр следует вести раздельный учет продукции по каждому объекту разработки. Это необходимо для того, чтобы можно было отследить выработку запасов по каждому объекту и оценить достигнутый КИН. Если нижележащий продуктивный горизонт далек от истощения, а выше него существует еще один нефтенасыщенный пласт, выделенный в отдельный объект разработки, то применяют специальное оборудование, позволяющее в одной скважине одновременно эксплуатировать разные объекты разработки с раздельным учетом продукции по каждому объекту. Внедрение системы ОРЭ часто выделяют в отдельный вид ГТМ.

Бурение боковых стволов (зарезка боковых стволов)

Бурение боковых стволов из существующих скважин – эффективный способ капитального ремонта и реконструкции скважин. Технология особенно эффективна для месторождений на поздней стадии разработки.

Ремонтно-изоляционные работы (РИР)

Ремонтно-изоляционные работы осуществляются с целью ликвидации негерметичностей эксплуатационной колонны и ограничения водопритока в скважину. РИР могут осуществляться различными тампонирующими материалами (цементом, жидким стеклом), установкой пластыря или пакерами (двухпакерными компоновками, например). Особенность этого вида ГТМ в том, что эффективность проведенных работ заключается скорее не в получении дополнительной добычи нефти, а в снижении содержания воды в продукции скважины.

Помимо перечисленных, существуют и другие виды ГТМ. Например, вывод из бездействия, вывод из консервации, реперфорация, дострел, оптимизация ГНО.

ГТМ проводятся также и на нагнетательном фонде скважин. На нагнетательных скважинах проводят работы по очистке забоя скважины, обработке призабойной зоны с целью увеличения приемистости и/или выравнивания профиля приемистости, работы по ликвидации непроизводительной закачки (негерметичности эксплуатационных колонн, заколонных перетоков) и т.п.

Оценка эффективности ГТМ

Все ГТМ, проведенные на месторождении подлежат учету. По каждому ГТМ прослеживается прирост дебита нефти, дополнительная добыча нефти и продолжительность эффекта (форма для расчета доп. добычи от ГТМ).

Кроме того, все ГТМ, проводимые на скважинах, оцениваются с точки зрения их экономической эффективности. Как правило, каждый вид ГТМ выделяют в отдельный инвестиционный проект. Это позволяет оценить экономическую эффективность каждого вида ГТМ в отдельности и сравнить ее затем с другими видами. Менее эффективные инвестпроекты при этом можно отложить и перераспределить средства в пользу более эффективных. Экономическая оценка инвестпроектов производится с использованием следующих основных показателей эффективности:

фонд скважин

3.44 фонд скважин: Число и классификация (по состоянию и назначению) всех скважин, пробуренных на месторождении.

Примечание - По состоянию скважины подразделяют на действующие, бездействующие, находящиеся в освоении после бурения, в консервации и т.д. Категории скважин по назначению (например, скважины разведочные, эксплуатационные, специальные) определяются действующей классификацией, утвержденной приказом федерального органа государственной власти в сфере регулирования отношений недропользования.

Смотри также родственные термины:

3.1.21 фонд скважин эксплуатационный: Общее количество действующих, бездействующих и ожидающих освоения скважин, числящихся на балансе организации.

Определения термина из разных документов: фонд скважин эксплуатационный

Смотреть что такое "фонд скважин" в других словарях:

фонд скважин эксплуатационный — 3.1.21 фонд скважин эксплуатационный: Общее количество действующих, бездействующих и ожидающих освоения скважин, числящихся на балансе организации. Источник: СТО Газпром 2 2.3 145 2007: Инструкция по техническому диагностированию скважин ПХГ … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

фонд — 2.1 фонд: Упорядоченная совокупность документов, соответствующая задачам и профилю библиотеки, информационного центра и предназначенная для использования и хранения Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Фонд скважин

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина . М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик . 2004 .

Смотреть что такое "Фонд скважин" в других словарях:

фонд скважин — 3.44 фонд скважин: Число и классификация (по состоянию и назначению) всех скважин, пробуренных на месторождении. Примечание По состоянию скважины подразделяют на действующие, бездействующие, находящиеся в освоении после бурения, в консервации и т … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Действующий фонд включает работающие ( дающие продукцию) скважины и те простаивающие скважины, которые хотя бы в течение нескольких часов работали и давали продукцию в последнем месяце отчетного периода. К бездействующему фонду относятся скважины, не работающие ( не давшие продукцию) в последнем месяце отчетного периода. [1]

Действующий фонд составляют эксплуатационные скважины, давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце. [2]

Действующий фонд нагнетательных скважин близок к проектному и составляет 147 скважин. [4]

Действующий фонд нагнетательных скважин после 1995 года значительно уменьшился. [5]

Действующий фонд НТД отрасли приводится ООО ВНИИ-ГАЗ в соответствии с требованиями оптимальной системы НТД. Так, распоряжением, члена правления ГГК Газпром г-на Будзуля-ка Б.В. отменены 65 единиц морально устаревшей НТД. [6]

Действующий фонд НТД отрасли в целом отвечает требованиям магистрального транспорта газа, однако весьма громоздок по объему и видам документации. Имеют место параллелизм и противоречивость требований отдельных видов НТД. Значительная часть фонда ( - 40 %) действует более 17 лет и морально устарела. [7]

Действующий фонд НТД отрасли , хотя в целом охватывает все связанное с магистральным транспортом газа, но весьма громоздок по объему. Значительная часть фонда ( 40 %) действует более 15 лет, морально устарела и требует пересмотра или отмены, имеют место параллелизм и противоречивость, что выдвигает необходимость комплексного анализа и ревизии фонда, усиления координации работ по его совершенствованию. [8]

Действующий фонд опытного участка 243 добывающие скважины и 47 нагнетательные. [9]

Действующий фонд нагнетательных скважин близок к проектному и составляет 147 скважин. [10]

На действующий фонд добывающих скважин накладывается большая нагрузка. Например, по пластам Д-I и Д-IV Шкаповского месторождения для достижения проектных величин нефтеотдачи, принятых ГКЗ равными 55 4 % и 59 1 %, из каждой действующей скважины необходимо отобрать соответственно 30 6 тыс. т и 50 6 тыс. т нефти. [11]

Поскольку действующий фонд нефтяных скважин образуют как рентабельные, так и нерентабельные скважины, то критерием оптимизации фонда является значение требуемой для Компании величины прибыли и рентабельности производства. [12]

К действующему фонду на начало планового года относятся скважины, которые хотя бы несколько часов работали и давали продукцию в последнем месяце отчетного года. Действующий фонд включает две группы скважин: дающие продукцию и остановленные в последнем месяце отчетного года. По принятой методике скважины, дававшие продукцию и остановленные, а затем возвращенные в работу в предыдущем и последующем месяцах, на конец обоих месяцев числятся в действующем фонде. [13]

В действующем фонде имелось 28 нагнетательных скважин, в которые были опущены эксплуатационные колонны, и 47 скважин, прошедшие ремонт по устранению негерметичности. [15]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Бездействующий фонд составляют скважины, не давшие продукции в последнем месяце отчетного периода. К скважинам, находящимся в освоении и ожидании освоения после бурения, относятся принятые на баланс добывающих предприятий скважины после завершения их стр-ва и не давшие продукции в последнем месяце отчетного периода. [1]

Всего бездействующий фонд составляет 1149 скважин. [2]

К бездействующему фонду относятся скважины, не работающие более одного календарного месяца; такие скважины могут быть остановлены в текущем году или с прошлых лет. [3]

К бездействующему фонду относятся скважины, не работающие более одного календарного месяца. Такие скважины могут быть остановлены в текущем году или переведены в нерабочее состояние за предыдущие годы. [4]

К бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию ( не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода. В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в текущем году и до начала года. [5]

Наличие большого бездействующего фонда объясняется задержкой работ по обвязке и подключению новых скважин. [6]

При восстановлении бездействующего фонда скважин методом бурения дополнительных стволов предъявляются повышенные требования к надежности крепления скважин нецементируемыми потайными обсадными колоннами ( хвостовиками), особенно в скважинах с горизонтальными участками дополнительных стволов на газовых и газоконденсатных месторождениях. [8]

Скважины переходят в бездействующий фонд по разным причинам через определенные случайные промежутки времени. Для ремонта этих скважин существуют бригады капитального ремонта. Если этих бригад, недостаточно, то со временем число бездействующих скважин будет расти: и, следовательно, будут увеличиваться недоборы цефти. Наоборот, при большом числе бригад очередь на обслуживание скважины уменьшается, недоборы нефти будут меньше, но потребуется увеличение затрат на содержание бригад. Следовательно, существует оптимальное число бригад по ре монту скважин, при котором суммарные потери от бездействия скважин и затраты на содержание бригад будут минимальными. [9]

Кроме того, увеличение бездействующего фонда скважин способствует разрушению сетки, скважин и является одной из причин сокращения конечной нефтеотдачи пластов. [10]

Целесообразность и возможность использования бездействующего фонда скважин , а также ранее ликвидированных скважин путем их реконструкции устанавливается компетентной комиссией, создаваемой недропользователем в установленном порядке. [11]

Анализ причин образования большого бездействующего фонда эксплуатационных скважин показал, что из-за низкой продуктивности остановлено от 18 до 47 % скважин, причем многие из них расположены в краевых и водонефтяных зонах. Проведение ГРП в этих зонах является технологически сложной задачей и не всегда эффективно. [12]

На ряде участков отмечается высокий процент бездействующего фонда скважин из-за нерентабельности и высокой обводненности. [13]

Таким образом, необходимо обеспечить первоочередной вывод скважин из бездействующего фонда на УКПГ-1, 4, 8а, что будет способствовать уменьшению интенсивности внутригогастовых перетоков ( минимизации непроизводительных потерь пластовой энергии) и увеличению газоотдачи. [14]

Изучение схемы разработки месторождения, анализ причин перехода скважин в бездействующий фонд , позволяет определить возможность и целесообразность выполнения работ по восстановлению каждой конкретной скважины. [15]

Читайте также:

Что такое простаивающий фонд скважин

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Нефть, Газ и Энергетика

Категории и группа скважин при бурении на нефть и газ

Нефть, Газ и Энергетика

Похожие статьи

Все о нефти

Фонд скважин. Учет изменений фонда и показатели работы

Фонд скважин

Коэффициент эксплуатации скважин (Кэксп.)

Среднедействующий фонд скважин (СДФ)

Межремонтный период работы скважин (МРП)

Все о нефти

Какие мероприятия нефтедобывающие предприятия обычно относят к ГТМ?

Оценка эффективности ГТМ

фонд скважин

Смотри также родственные термины:

Смотреть что такое "фонд скважин" в других словарях:

Фонд скважин

Смотреть что такое "Фонд скважин" в других словарях:

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Коэффициент эксплуатации скважин (К_эксп.)