АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УСТАНОВКАМИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

Очень достойная работа, оценка полученная за диплом 5, такая цена потому что диплом уже готов, но плюс в том что в нем куча информации т.е 80-90% уже готово, останется сделать только расчетную часть( если у вас она имеется).По самому диплому, вся информация содержащаяся в нем актуальна, никакого плагиата. ...

ВВЕДЕНИЕ
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИ
1.1 Характеристика района работ ………………………………………………….8
1.2 История проектных работ ……………………………………………………..10
2. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО - ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1 Стратиграфия…………………………………………………………………...12
2.2 Тектоника ………………………………………………………………………15
2.3 Нефтегазоносность …………………………………………………………….18
2.4 Коллекторские свойства продуктивных пластов …………………………….29
2.5 Физико-химические свойства нефти и растворенного в ней газа …………..36
2.6 Физико-химические свойства пластовой воды ………………………………39
2.7 Запасы нефти и газа ……………………………………………………………40
3 ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
3.1 Состояние фонда скважин………………………………………………….….43
3.2 Текущее состояние разработки ………………………………………………46
3.3 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
по месторождению …………………………………………………………...56
3.4 Геолого-технологические мероприятия проведенные в 2009 году………....64
4 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
4.1 Требования к выбору способов эксплуатации ……………………………….66
4.2 Выбор устьевого и внутрискважинного оборудования …………………..... 67
4.3 Выбор УЭЦН и ПЭД …………………………………………………………..68
4.4 Эксплуатация скважин с помощью УЭЦН и анализ причин отказов оборудования ………………………………………………………………………72
4.5 Наработка на отказ УЭЦН …………………………………………………….81
4.5.1 Межремонтный период УЭЦН …………………………………………..….82
4.6 Осложнения, вызывающие отказ оборудования при эксплуатации скважин,и методы борьбы с ними …………………………………………………………….85
4.6.1 Механические примеси ……………………………………………….….....86
4.6.2 Отложения солей ………………………………………..…………….….…95
4.6.3 Вредное влияние газа ………………………………………………….......100
4.6.4 Коррозионный износ………………………………………………….……104
4.7 Анализ увеличения межремонтного периода УЭЦН за счет применения дополнительного оборудования …………………………………………………106
5 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
5.1 Охрана недр ………………………………………………………………..…108
5.2 Охрана земель ………………………………………………………………...109
5.3 Охрана воздушного бассейна ……………………………………………..…110
5.4 Охрана водных ресурсов .…………………………………………………….111
ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………….....112
Список использованной литературы ……………………………………………….113

На сегодняшний день главную роль в добыче нефти принадлежит фонду скважин, оборудованному установками электроцентробежных насосов, применяемых для эксплуатации высокодебитных и малодебитных скважин. В целом по месторождению доля нефти добываемая при помощи УЭЦН составляет 97,7% от общей добычи по месторождению

м3507,7563,8623,311Добыча попутного газатыс.м311943,111888,11227,212Средний дебит газовой скважиным3/сут0,00,00,013Закачкатыс.м3426,0531,8531,814Среднесуточная закачкам3/сут12581457145715Приемистостьм3/сут73,981,781,716Компенсация отбора закачкой за период%84,394,395,017Компенсация отбора закачкой с начала года%83,994,395,018Компенсация отбора закачкой с начала разработки%120,6120,0120,019Ввод нагнетательных скважинскв.03020Фонд эксплуатационных (нефтяных) скважинскв.62646421Фонд действующийскв.48404022в т.ч. ФОНскв.97023 ЭЦНскв.32283324 ШГНскв.75725 REDAскв.00026Фонд бездействующих нефтяных скважинскв.14242427Фонд действующих газовых скважинскв.00028Фонд бездействующих газовых скважинскв.00029Фонд нагнетательных скважинскв.66717130в т.ч. под закачкойскв.18232331Фонд бездействующих нагнетательных скважин скв.48484832Фонд наблюдательных / пьезометрических скважинскв.36 / 4031 / 3831 / 3833Скважины в консервациискв.46454534Выбытие из эксплуатационного нефтяного фондаскв.430Продолжение таблицы 3.235Дебит (нефть/жидкость) по действующим скважинамт/сут14.1 / 37.413.2 / 40.212,7/41,736Дебит (нефть/жидкость) по ФОНт/сут0.8 / 1.60.8 / 1.6037Дебит (нефть/жидкость) по ЭЦНт/сут16.9 / 44.415.3 / 46.214,5/4438Дебит (нефть/жидкость) по ШГНт/сут2.0 / 6.72.1 / 7.72,4/8,339Дебит (нефть/жидкость) по REDAт/сут0.0 / 0.00.0 / 0.0040Количество скважин, работающих с водой скв48404041в т.ч. до 2%скв.00042 от 2 до 20%скв.03543 от 20 до 50%скв.107544 от 50 до 90%скв.34262745 от 90 и болеескв.44346Коэффициент эксплуатации нефтяных скважинед.0,9060,9200,92347Коэффициент использования нефтяных скважинед.0,6660,6450,652Рисунок 3.3 - Динамика основных показателей разработки Оленьего месторожденияРисунок 3.4 - Динамика основных показателей разработки Оленьей площади Оленьего месторождения Рисунок 3.5 - Динамика фонда скважин Оленьего месторождения на 01.01.2011гРисунок 3.6 - Динамика фонда скважин Оленьей площади Оленьего месторождения.Рисунок 3.7 - Динамика основных показателей разработки Северо-Оленьей площади Оленьего месторождения.Рисунок 3.8 - Динамика фонда скважин Северо-Оленьей площади Оленьего месторождения.На рисунке 3.9 и 3.10 представлено распределение накопленной и текущей добычи нефти Оленьего месторождения по площадям. Основная накопленная добыча нефти приходится на Оленью площадь (93.1%). Добыча нефти по месторождению за 2010 год составила 158,5 тыс. т. В 2010 году доля нефти, добываемой на Северо-Оленьей залежи, снизилась с 46% (2008 г.) до 38,2%.Рисунок 3.9 - Распределение накопленной добычи нефти Оленьего месторождения на 01.01.2010 г. по площадямРисунок 3.10 - Распределение добычи нефти Оленьего месторождения за 2010 год по площадямВ таблице 3.3 представлено распределение добычи нефти и жидкости по способам эксплуатации по месторождению в целом и по залежам за 2010 год. В настоящее времяместорождение разрабатывается практически только механизированным способом с помощью УЭЦН и ШГН. И на Оленьей залежи, и на Северо-Оленьей доля нефти, добываемой с помощью ЭЦН, составляет более 97% от общей добычи по месторождению.Таблица 3.3 - Распределение отборов нефти и жидкости по способам эксплуатации Оленьего месторождения за 2010 годПоказателиФОНЭЦНШГНREDAВсего:Оленья залежь 1. Количество скважин02450 2. Отбор нефти за год, тыс. т0,095,02,80,097,83. Отбор жидкости за год, тыс. т0,0423,310,00,0431,34. Обводненность с начала года, %0,077,672,00,077,35. Доля в общей добыче, %0,097,12,90,0100,0Северо-Оленья залежь1. Количество скважин0920 2. Отбор нефти за год, тыс. т0,059,80,90,060,73. Отбор жидкости за год, тыс. т0,0124,34,10,0128,44. Обводненность с начала года, %0,051,978,00,052,75. Доля в общей добыче, %0,098,51,50,0100,0по месторождению1. Количество скважин03370 2. Отбор нефти за год, тыс. т0,0154,83,70,0158,53. Отбор жидкости за год, тыс. т0,0547,614,10,0559,74. Обводненность с начала года, %0,071,773,80,071,75. Доля в общей добыче, %0,097,72,30,0100,03.3 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению Разработка Оленьего месторождения ведется на основании «Технологической схемы разработки Оленьего месторождения» (протокол № 626 от 19.05.1978 г.) и «Дополнения к технологической схеме разработки Оленьего месторождения» (протокол ЦКР № 3825 от 26.09.2006 г.). Проектные показатели на период 2009-2011 гг. были уточнены в «Авторском надзоре за реализацией дополнения к технологической схеме разработки Оленьего месторождения» (протокол ЦКР № 4741 от 26.11.2009 г.).На 01.01.2010 г. пробурено 422 скважины. Согласно «Авторскому надзору…» на месторождении предусмотрено бурение еще 39 эксплуатационных скважин, из которых 30 – добывающих и 9 – нагнетательных. Бурение планировалось возобновить с 2010 г. на Северо-Оленьей залежи но в связи с недостаточным финансированием бурение было отложено до 2012 года. На рисунке 3.11 представлен проектный фонд Оленьего месторождения.Рисунок 3.11 - Проектный фонд скважин Оленьего месторожденияВ целом, фактические показатели разработки Оленьего месторождения за 2010год близки к проектным. В таблицах 3.4-3.6 представлены основные проектные и фактические показатели разработки Оленьего месторождения в целом и по площадям за 2009-2010 гг.Проектный уровень добычи нефти в отчетном году не достигнут (проект – 161,3 тыс. т, факт – 158,5 тыс. т). Фактическая добыча жидкости меньше проектной в основном это связано с переносом бурения Северо- Оленьей площади (проект – 664,9 тыс. т, факт – 548,5 тыс. т).Эксплуатационный фонд добывающих скважин меньше проектного на 3 ед. (проект – 67 ед., факт – 64 ед.), фактический действующий фонд отстает от проектного на 17 ед. связано с сокращением ГТМ по фонду (проект – 57 ед., факт – 40 ед.).Таблица 3.4 - Основные проектные и фактические показатели разработки Оленьего месторождения на 01.01.2010 г.№п/пПоказателиEд.измер.2009 2010    проектфактпроектфакт1Добыча нефти всеготыс.т162,0163,6161,3158,52В т.ч. из: переходящих скважинтыс.т162,0128,9146,4158,53 новых скважинтыс.т0,034,714,90,04 механизированных скважинтыс.т162,0163,5161,3158,55Ввод новых добывающих скважин, всегошт.00606В т.ч.: из эксплуатационного буренияшт.00607- из разведочного буренияшт.00008- из других категорийшт.74309Среднесуточный дебит нефти новых скважинт/сут0,033,323,20,010Среднее число дней работы новых скважиндни0261107011Средняя глубина новой скважиным003000012Эксплуатационное бурение,всеготыс.м0,00,018,00,013в т.ч. - добывающие скважинытыс.м0,00,018,00,014 - вспомогат. и специальные скважинытыс.м0,00,00,00,015Расчет вр. работы нов. скв. пр. года в дан. году скв.дни000016Расч. доб. нефти нов. скв. пред. года в дан. годутыс.т0,00,00,00,017Добыча нефти из перешедших скважин пред. годатыс.т163,7163,7162,0158,518Расчет добычи нефти перех. скв. дан. годатыс.т163,7163,7162,0158,519Ожидаемая добыча нефти перех. скв. дан. годатыс.т162,0128,9146,4140,220Изменение добычи нефти из переходящих скважинтыс.т-1,7-34,8-15,615,421Процент изменения добычи нефти из перех. скв.%-1,0-21,3-9,612,022Мощность новых скважинтыс.т0,00,045,90,023Выбытие из добывающих х скважиншт.863024в т.ч. под закачкушт.022025Фонд добывающих скважин на конец годашт.6164676426в т.ч. нагнетательных в отработкешт.01201227Действующий фонд доб. скважин на конец годашт.4440574028Перевод скважин на механизированную добычушт.040029Фонд механизированных скважиншт.4433574030Ввод нагнетательных скважиншт.052031Выбытие нагнетательных скважиншт.003032Фонд нагнетательных скважин на конец годашт.6671657133Действующий фонд нагн. скважин на конец годашт.1823202334Фонд введенных резервных скважин на конец годашт.000035Средний дебит действующих скважин по жидкости т/сут37,740,235,341,736Средний дебит переходящих скважин по жидкости т/сут37,739,735,641,7 Продолжение таблицы 3.437Средний дебит новых скважин по жидкости т/сут0,045,929,00,038Средняя обвод. продукции действ. фонда скважин%70,467,175,771,139Средняя обвод. продукции переходящих скважин%70,471,377,371,140Средняя обводненность продукции новых скважин%0,027,420,10,041Средний дебит действующих скважин по нефти т/сут11,213,28,612,742Средний дебит переходящих скважин по нефти т/сут11,211,48,112,743Средняя приемистость нагнетательных скважин м3/сут98,481,7108,581,744Добыча жидкости, всеготыс.т547,2497,4664,9548,845в т.ч. из переходящих скважинтыс.т547,2449,6646,3548,546из новых скважинтыс.т0,047,818,60,047механизированным способомтыс.т547,2497,2664,9548,548Добыча жидкости с начала разработкитыс.т17557,417622,418222,318170,949Добыча нефти с начала разработкитыс.т11841,011841,512002,31199,550Коэффициент нефтеизвлечениядоли ед.0,2520,2520,2550,25551Отбор от утвержденных извлекаемых запасов%72,572,573,573,452Темп отбора от нач. утв. извлекаемых запасов%1,01,01,00,953Темп отбора от тек. утв. извлекаемых запасов%3,53,53,63,254Закачка рабочего агентатыс.м3613,9531,8752,7531,855Закачка рабочего агента с начала разработкитыс.м328114,828817,628867,5293483,656Компенсация отбора: текущая%98,994,3102,0107,757с начала разработки%122,5120,0121,9119,7Таблица 3.5 - Основные проектные и фактические показатели разработки Оленьей площади Оленьего месторождения на 01.01.2010 г.№п/пПоказателиEд.измер.20092010проектфактпроектфакт1Добыча нефти всеготыс.т88,888,583,297,82В т.ч. из: переходящих скважинтыс.т88,888,583,297,83 новых скважинтыс.т0,00,00,00,04 механизированных скважинтыс.т88,888,483,297,85Ввод новых добывающих скважин, всегошт.00006В т.ч.: из эксплуатационного буренияшт.00007- из разведочного буренияшт.00008- из других категорийшт.30309Среднесуточный дебит нефти новых скважинт/сут0,00,00,00,010Среднее число дней работы новых скважиндни000011Средняя глубина новой скважиным000012Эксплуатационное бурение,всеготыс.м0,00,00,00,013в т.ч. - добывающие скважинытыс.м0,00,00,00,014 - вспомогат. и специальные скважинытыс.м0,00,00,00,015Расчет вр. работы нов. скв. пр. года в дан. году скв.дни000016Расч. доб. нефти нов. скв. пред. года в дан. годутыс.т0,00,00,00,017Добыча нефти из перешедших скважин пред. годатыс.т117,3117,388,897,818Расчет добычи нефти перех. скв. дан. годатыс.т117,3117,388,897,819Ожидаемая добыча нефти перех. скв. дан. годатыс.т88,888,583,282,020Изменение добычи нефти из переходящих скважинтыс.т-28,5-28,8-5,6-12,421Процент изменения добычи нефти из перех. скв.%-24,3-24,6-6,3-14,022Мощность новых скважинтыс.т0,00,00,00,023Выбытие из добывающих х скважиншт.851024в т.ч. под закачкушт.010025Фонд добывающих скважин на конец годашт.4549474926в т.ч. нагнетательных в отработкешт.000027Действующий фонд доб. скважин на конец годашт.3229392928Перевод скважин на механизированную добычушт.000029Фонд механизированных скважиншт.3222392930Ввод нагнетательных скважиншт.040031Выбытие нагнетательных скважиншт.003032Фонд нагнетательных скважин на конец годашт.6064576433Действующий фонд нагн. скважин на конец годашт.13171317Продолжение таблицы 3.534Фонд введенных резервных скважин на конец годашт.000035Средний дебит действующих скважин по жидкостит/сут38,341,038,743,736Средний дебит переходящих скважин по жидкостит/сут38,341,038,743,737Средний дебит новых скважин по жидкостит/сут0,00,00,00,038Средняя обвод. продукции действ. фонда скважин%78,175,483,277,239Средняя обвод. продукции переходящих скважин%78,175,483,277,240Средняя обводненность продукции новых скважин%0,00,00,00,041Средний дебит действующих скважин по нефтит/сут8,410,16,510,042Средний дебит переходящих скважин по нефтит/сут8,410,16,510,043Средняя приемистость нагнетательных скважинм3/сут99,086,0124,386,044Добыча жидкости, всеготыс.т405,9359,2495,9431,345в т.ч. из переходящих скважинтыс.т405,9359,2495,9431,346из новых скважинтыс.т0,00,00,00,047механизированным способомтыс.т405,9359,0495,9431,348Добыча жидкости с начала разработкитыс.т16386,016454,116881,916885,449Добыча нефти с начала разработкитыс.т11074,811074,711158,011172,550Коэффициент нефтеизвлечениядоли ед.0,2770,2770,2790,27951Отбор от утвержденных извлекаемых запасов%79,279,279,879,752Темп отбора от нач. утв. извлекаемых запасов%0,60,60,60,553Темп отбора от тек. утв. извлекаемых запасов%3,03,02,92,654Закачка рабочего агентатыс.м3446,3399,2560,4399,255Закачка рабочего агента с начала разработкитыс.м326271,327008,126831,727407,356Компенсация отбора: текущая%100,0101,7105,0101,757с начала разработки%122,6120,3122,2120,1Таблица 3.6 - Основные проектные и фактические показатели разработки Северо- Оленьейплощади Оленьего месторождения на 01.01.2010 г.№п/пПоказателиEд.измер.20092010проектфактпроектфакт1Добыча нефти всеготыс.т73,275,178,160,72В т.ч. из: переходящих скважинтыс.т73,240,463,260,73 новых скважинтыс.т0,034,714,90,04 механизированных скважинтыс.т73,275,178,160,75Ввод новых добывающих скважин, всегошт.00606В т.ч.: из эксплуатационного буренияшт.00607- из разведочного буренияшт.00008- из других категорийшт.44009Среднесуточный дебит нефти новых скважинт/сут0,033,323,20,010Среднее число дней работы новых скважиндни0261107011Средняя глубина новой скважиным003000012Эксплуатационное бурение,всеготыс.м0,00,018,00,013в т.ч. - добывающие скважинытыс.м0,00,018,00,014 - вспомогат. и специальные скважинытыс.м0,00,00,00,015Расчет вр. работы нов. скв. пр. года в дан. году скв.дни000016Расч. доб. нефти нов. скв. пред. года в дан. годутыс.т0,00,00,00,017Добыча нефти из перешедших скважин пред. годатыс.т46,446,473,260,718Расчет добычи нефти перех. скв. дан. годатыс.т46,446,473,260,719Ожидаемая добыча нефти перех. скв. дан. годатыс.т73,240,463,259,020Изменение добычи нефти из переходящих скважинтыс.т26,8-6,0-10,027,821Процент изменения добычи нефти из перех. скв.%57,8-13,0-13,668,922Мощность новых скважинтыс.т0,00,045,90,023Выбытие из добывающих х скважиншт.012024в т.ч. под закачкушт.012025Фонд добывающих скважин на конец годашт.1615201526в т.ч. нагнетательных в отработкешт.000027Действующий фонд доб. скважин на конец годашт.1211181128Перевод скважин на механизированную добычушт.040029Фонд механизированных скважиншт.12018030Ввод нагнетательных скважиншт.012031Выбытие нагнетательных скважиншт.000032Фонд нагнетательных скважин на конец годашт.678733Действующий фонд нагн. скважин на конец годашт.567634Фонд введенных резервных скважин на конец годашт.0000Продолжение таблицы 3.635Средний дебит действующих скважин по жидкости т/сут35,638,428,539,036Средний дебит переходящих скважин по жидкости т/сут35,635,329,339,037Средний дебит новых скважин по жидкости т/сут0,045,929,00,038Средняя обвод. продукции действ. фонда скважин%48,245,753,852,739Средняя обвод. продукции переходящих скважин%48,255,358,052,740Средняя обводненность продукции новых скважин%0,027,420,00,041Средний дебит действующих скважин по нефти т/сут18,520,813,118,342Средний дебит переходящих скважин по нефти т/сут18,515,812,318,443Средняя приемистость нагнетательных скважин м3/сут96,771,179,279,044Добыча жидкости, всеготыс.т141,3138,2169,0128,445в т.ч. из переходящих скважинтыс.т141,390,4150,4128,446из новых скважинтыс.т0,047,818,60,047механизированным способомтыс.т141,3138,2169,0128,448Добыча жидкости с начала разработкитыс.т1171,41168,41340,41296,849Добыча нефти с начала разработкитыс.т766,2766,8844,3827,450Коэффициент нефтеизвлечениядоли ед.0,1090,1090,1200,11951Отбор от утвержденных извлекаемых запасов%32,532,635,935,152Темп отбора от нач. утв. извлекаемых запасов%3,13,23,32,953Темп отбора от тек. утв. извлекаемых запасов%4,44,54,94,354Закачка рабочего агентатыс.м3167,6132,6192,3132,655Закачка рабочего агента с начала разработкитыс.м31843,51809,52035,81942,156Компенсация отбора: текущая%96,077,494,090,1Средние дебиты нефти и жидкости выше проектных и равны соответственно 12,7 т/сут и 41,7 т/сут, при проекте – 8,6 т/сут и 35,6 т/сут соответственно. Фактическая обводнённость скважинной продукции ниже проектной на 4,6% (проект – 75,7%, факт – 71,1%).Текущая компенсация за 2010 год составила 94.3%, при проекте – 98.9%, накопленная компенсация отстает от проектной на 2.5% (факт – 119,7.0%, проект – 121,9%). Фактический эксплуатационный и действующий фонд нагнетательных скважин превышает проектный на 6 ед.3.4 Геолого-технологические мероприятия проведенные в 2009 годуВ 2010годупо Оленьему месторождению ГТМ были сокращены и добыча нефти поддерживалась за счет мероприятий проведенных в 2009 году. Всего в 2009 году на добывающем фонде были проведены 21 ГТМ, суммарная дополнительная добыча от проведения этих мероприятий составила 44.5 тыс. т нефти.Из контрольного фонда введены новые скважины. Скважины №№ 311, 310 и 309Р в марте и апреле были переведены из наблюдательного добывающего фонда Северо-Оленьей залежи в действующий добывающий фонд. А скважина № 300 в апреле переведена из пьезометрического добывающего фонда Северо-Оленьей залежи в действующий добывающий фонд. Положительный эффект от данного мероприятия составил 34.7 тыс. т нефти.На четырёх, введенных в добычу скважинах (№№ 300, 309Р, 310, 311), проведены ГРП. Весь эффект от ГТМ отнесён к вводу новых скважин.Проведены 3 успешные скважино-операции по обработке призабойной зоны пласта: в двух скважинах Оленьей площади (№№ 279 и 614) и в одной скважине Северо-Оленьей площади (№ 813) выполнены дополнительные перфорации. Суммарный эффект составил 0.3 тыс. т нефти. Средний прирост дебита нефти на одну скважину составил 0.7 т/сут.Проведены мероприятия по интенсификации добычи нефти: на четырёх скважинах Оленьей площади (№№ 246, 271, 464 и 735). Суммарный эффект от ИДН составил 1.5 тыс. т нефти, средний прирост дебита нефти равен 2.4 т/сут.В течение 2009 года на 6 скважинах бригадами КРС были предприняты попытки ликвидации аварий. На двух скважинах Оленьей площади (№№ 270, 392) и трех скважинах Северо-Оленьей площади (№№ 302Р, 813, 833) аварии были успешно ликвидированы, суммарная дополнительная добыча нефти составила 8.0 тыс. т.В 2009 году продолжается положительный эффект от ранее проведенных ЗБС и ГРП, дополнительная добыча нефти по переходящим скважинам составила 94.2 тыс. т.В таблице 3.9 представлено сопоставление проектных и фактически выполненных ГТМ на Оленьем месторождении за 2009 год.Таблица 3.9 - Дополнительная добыча нефти, полученная за счет ГТМ на Оленьем месторождении в 2009 году4 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ4.1 Требования к выбору способов эксплуатацииПромышленная продуктивность Оленьего месторождения связана с песчаными пластами васюганской свиты Ю10, Ю11 и Ю12. Средняя глубина залегания нефтяных залежей Ю10 ,Ю11 и Ю12 составляет -2500 м. Эффективная толщина пласта Ю10 составляет в среднем 2,8 м., Ю11 - 3,4м. и Ю12 - 5,8м.Пласт Ю10 является основным продуктивным пластом Оленьего месторождения. По результатам детальной корреляции пласты Ю10 ,Ю11 и Ю12, являются единой гидродинамической системой и разделены на пачки – Ю10 , Ю10-1 , Ю11 и Ю11-1 . Нефть классифицируется как лёгкая (плотность в нормальных условиях 845 кг/м3), сернистая (0,58% S), парафинистая (2,7% парафинов), малосмолистая. Средняя величина газосодержания по всем пластам принята – 72,7 м3 / т.Перечисленные факторы могут создавать определенные сложности, как для фонтанного, так и для механизированного способа подъема жидкости из скважин, связанные, в частности, с возможностью отложений АСПВ на НКТ, арматуре, наземных коммуникациях; вредным влиянием газа и др. Для установления технологического режима работы скважины определяющим параметром является ее продуктивность, зависящая от фильтрационных свойств коллектора, степени совершенства вскрытия пласта, состояния призабойной зоны, состава и свойств флюидов.