струменеві насоси), діафрагмовими насосами ( ЕДН) і гвинтовими насосами (ЕВН).
Таблиця 5.1 Розподіл накопиченої видобутку нафти за способами експлуатації.
5.1.1 Фонтанна експлуатація
Видобуток нафти фонтанні способом здійснювалася в початковий період розробки родовища окремими свердловинами. Всього цим способом експлуатувалося близько 200 свердловин (близько 6% фонду), в подальшому переведених на механізовану здобич. Фонтанні притоки забезпечили видобуток нафти на одну свердловину в середньому близько 1000 т (табл.5.2). Сумарний видобуток нафти по родовищу фонтанні способом склала всього 176 тис.т або менше 1% від всього накопиченого обсягу. На 01.01.02 р цим способом експлуатувалися дві свердловини (скв.2806 і +5793).
Таблиця 5.2 Середній видобуток нафти на одну свердловину.
Обмежений обсяг видобутку нафти фонтанні способом пояснюється несприятливим співвідношенням умов фонтанування свердловин і природних фізико-гідродинамічних характеристик пластів! Цей висновок підтверджується результатами розрахунку характеристик фонтанування за узагальненою методикою розрахунку газорідинних підйомників, розробленої в РГУ нафти і газу ім. И.М.Губкина (табл.5.3).
Таблиця 5.3 Розрахунок мінімального тиску фонтанування.
При підтримці пластового тиску (на рівні початкового) фонтанування свердловин різних пластів можливо при депресіях від 0.9 до 4.8 МПа. Однак, проектні рівні видобутку можуть бути забезпечені при дебітах свердловин, отриманих в умовах депресій величиною 7.3-12.6 МПа. Відповідно, забійні тиску повинні бути істотно нижче граничних мінімальних Рзаб фонтанування, що й зумовило переклад основного фонду свердловин на механізований видобуток з початку їх експлуатації.
5.1.2 Механізована експлуатація свердловин
За минулий період на родовищі свердловини експлуатувалися електроцентробежнимі насосами, штанговими глибинними насосами, установками Еже, діафрагмовими і гвинтовими насосами. Практично весь видобуток забезпечена свердловинами, обладнаними ЕЦН і ШГН (див. Табл.5.1). Інші способи, відчувають в ТОВ «ЛЗС» (66 свердловин) і СП «Ватойл» (22 свердловини) не показали переваг перед ЕЦН і ШГН через високі вимог до умов експлуатації.
У 2001 р 45% свердловин, що давали нафту, були обладнані ЕЦН, 55% обладнані ШГН. Частка середньодобового видобутку нафти свердловин, обладнаних ЕЦН, склала 84%, а свердловин, обладнаних ШГН - лише 16%.
При аналізі технічних можливостей застосування ЕЦН і ШГН станом на 01.01.02 р були використані дані, наведені у технологічному режимі на кожен місяць надрокористувачами. При аналізі загальний обсяг склав 1893 свердловини, з них 927 ШГН і 966 ЕЦН.
Основним параметром, що характеризує ефективність використання глибинних насосів, є коефіцієнт подачі - відношення дебіту (реальної подачі насоса) до теоретичної при оптимальних умовах експлуатації. Для установок ЕЦН умовно під коефіцієнтом подачі далі будемо розуміти відношення дебіту до паспортної подачі насоса.
Основним фактором, що впливає на ефективність роботи глибинних насосів в умовах Ватьеганском родовища, можна вважати розгазування нафти і потрапляння газу в насос. При аналізі розглянуто взаємозв'язок коефіцієнта подачі і занурення насоса під динамічний рівень, визначального тиск на прийомі насоса.
Тиску на прийомі насоса, рівному тиску насичення, при якому відбувається виділення газу з нафти, відповідає висота стовпа рідини над насосом від 900 м (з урахуванням затрубного тиску і щільності пластової нафти) до 720 м (також з урахуванням затрубного тиску і щільності водонефтяной суміші). При такому зануренні забезпечується попадання в насос водонефтяной суміші без газу. Реально на родовищі занурення насоса під рівень змінюється від куля (рівень на прийомі насоса - по 3 свердловинах, обладнаним ШГН) до 2800 м (високопродуктивні свердловини, обладнані ЕЦН).
При аналізі за способами експлуатації чіткого взаємозв'язку коефіцієнта подачі і занурення під рівень не простежується. Однак при окремому розгляді вибірки по свердловинах з низькими коефіцієнтами подачі (менше 0.5 для ШГН і 0.8 для ЕЦН) може бути відзначена тенденція до зниження коефіцієнта подачі при зменшенні занурення під рівень для ШГН - при зануреннях менш 400 м, для ЕЦН - при зануреннях менш 600 м.
Для підйому рідини використовується широкий спектр насосів вітчизняного та -імпортні виробництва. Частка імпортних штангових насосів становить 12%, ЕЦН - 18% (87 з 927 і 182 з 966 відповідно).
У середньому при великих глибинах спуску насоса імпортні ШГН мають тро...
