Анализ аварийности скважин, оборудованных УЭЦН

В 2002 году на скважины Северного блока приходилось 73,3% добычи нефти (142,7 тыс. Тонн), добыча нефти составляла 77,7 тонны в сутки и 80,8 тонны в сутки для жидкости. Текущий обводненность продукции на 1 января 2011 года составляет 13,5%. В 2010 году было добыто 103 млн. М3, средний газовый коэффициент — 722 м3 / т.
Совокупная добыча нефти на 1 января 2012 года составляет 1 186,2 тыс. Тонн нефти, коэффициент извлечения нефти — 12,1%. Коэффициент использования в 2000 году достиг 0,89.
До августа 2001 года разработка в пределах Северного блока велась в естественном режиме. Скважина Translation 16 подстегнет благоприятную историю для стабилизации добычи нефти в Северном блоке. В настоящее время скважина 33, скважина 16 ликвидирована на Северном блоке под закачку.
В 2002 году в северном блоке дебиты по всем скважинам продолжали снижаться, а газовый фактор увеличивался. Анализ изменения газового фактора в скважинах Северного блока свидетельствует о наличии в трубопроводе техногенной газовой шапки, образовавшейся в результате эксплуатации в режиме низкого пластового давления ниже давления насыщения. В куполообразной части водохранилища (скважины 14, 18, 30, 31) стабильно высокие газовые коэффициенты (350-1162 м3 / т) наблюдались в течение последних 2 лет. Стр. 34, введенная в эксплуатацию в мае 2002 года, сразу же начала работать при высоком давлении газа 513 м / т. В последней части месторождения (скважины 25, 33, 37) практически газообразная нефть была добыта за последний год (газовые факторы 3-40 м3 / т).