иченого зону.
Аналіз результатів математичного моделювання показує наступне. Буріння БГС зі стовбура вкв. 306 дозволяє добути додатково 26,0 тис. Т. Нафти і скоротити термін досягнення проектного значення КІН на 13 років (з 2 056 до 2 043 рр.). У таблиці виділені значення КІН, що перевищують проектний. Проте зважаючи високої в'язкості видобутої продукції, свердловина швидко обвідного, і до 2037 її експлуатація буде нерентабельна. Таким чином, проектний термін експлуатації свердловини становить 23 роки.
Малюнок 2.9. Залежність КІН від року і від обводнення.
За рахунок збільшення коефіцієнта охоплення пласта процесом дренування збільшиться кінцевий КІН. Плановане перевищення поточного КІН над проектним на 2050 рік становить 0,012 або 3,3%.
Малюнок 2.10. Порівняння проектних і планованих показників видобутку нафти турнейського об'єкта Черновського родовища до 2050
Для видобутку рекомендується використання на початковому етапі насоса НВ1Б - 44 або НГН - 2-56, з переходом на ЕЦН - 80. Дані насоси були обрані з тієї причини, що вони широко використовуються на даному родовищі, дозволяють добувати рідину в проектних обсягах і не представляють складності в заміні на аналогічне обладнання при відмовах і ремонтах. Найбільш оптимальна глибина спуску насоса становить 680 ... 1070 м за умови зарезки вікна зі свердловини нижче цього рівня. Обумовлюється це тим, що на даній ділянці набір кривизни мінімальний, що дозволяє експлуатувати насоси в найбільш сприятливих умовах. При заданому забійній тиску динамічний рівень передбачається на рівні 400 ... 500 м по вертикалі від гирла в залежності від зміни щільності продукції свердловини в міру її обводнення, що дорівнює 540 ... 650 м по глибині свердловини.
При експлуатації БГС глибинними насосами між штангами і трубами виникають значні сили тертя, що призводять до швидкого зносу штангових муфт і внутрішньої поверхні труб, що знижує їх міжремонтні періоди [11]. Для запобігання стирання труб і штангових муфт рекомендується застосування роликових, розжарених або шліфованих муфт, встановлюваних в місцях викривлення стовбура свердловини. При наявності піску рекомендується застосовувати спеціальні скребки-завіхрітелі, загартовані струмами високої частоти. Для боротьби з одностороннім истиранием штанг і муфт рекомендується використання штанговращателі. Число неполадок в свердловинах значно зменшується при перекладі верстата-качалки на мале число подвійних ходів (хитань) при великій довжині ходу.
З іншого боку, заглибні відцентрові насоси не мають довгої колони штанг між насосом і приводом, що дозволяє передавати насосу значно більшу потужність, ніж штанговий установці, тим самим збільшуючи видобуток пластової рідини. ЕЦН встановлюють в інтервалі стовбура свердловини з набором кривизни не більше 2 град/10 м і при відхиленні осі свердловини від вертикалі не більше 45 град, що виключає відмови агрегату через несоосности рухомих вузлів і деталей.
Таблиця 2.6. Результати математичного моделювання процесу розробки. Порівняння з проектними показниками.
20142015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030Расчетние показники добичіqж, м3/добу (c урахуванням F) 17.520.523.326.028.731.133.435.537.639.341.242.744.546.047.248.750.0qн, м3/добу (з урахуванням F) 9.27.86.75.95.24.64.23.83.43.22.92.72.52.32.22.11.9Добича нафти, тис.т./год3.02.52.21.91.71.51.31.21.11.00.90.90.80.80.70.70.6Накопл. видобуток БГС, тис. т.н.3.05.57.69.511.212.714.015.316.417.418.319.220.020.821.522.122.8Обводненность БГС, д. ед.0.470.620.710.770.820.850.880.890.910.920.930.940.940.950.950.960.96 Видобуток по проектному документуДобича, тис. т./год24.521.615.617.71614.613.512.411.71110.49.99.48.47.57.16.4Накопл. видобуток, тис. т.200221.6237.2254.9270.9285.5299311.4323.1334.1344.5354.4363.8372.2379.7386.8393.2Текущій КИН0.1430.1590.170.1830.1940.2050.2140.2230.2320.2390.2470.2540.2610.2670.2720.2770.282Добыча з урахуванням проектованого БГСДобича, тис. т./год27.4624.1117.7619.5917.6716.0914.8413.6212.8112.0311.3410.7810.219.158.217.767.02Накопл. видобуток, тис. т.202.96227.07244.83264.43282.09298.18313.03326.65339.46351.49362.83373.60383.81392.97401.18408.94415.97Текущий КІН0.1450.1630.1760.190.2020.2140.2240.2340.2430.2520.260.2680.2750.2820.2880.2930.298
20312032203320342035203620372038203920402041204220432044204520462047204820492050Расчетние показники добичіqж, м3/добу (c урахуванням F) 50.952.253.154.455.456.457.058.059.059.760.461.462.062.763.464.164.865.165.866.5qн, м3/добу (з урахуванням F) 1.91.71.71.61.51.41.41.31.21.21.21.11.11.01.00.90.90.90.90.8Добича нафти, тис.т./год0.60.60.50.50.50.50.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0Накопл. видобуток БГС, тис. т.н.23.423.924.525....
