01.01.14
Малюнок 2.16 - Динаміка фонду діючих видобувних і нагнітальних свердловин за період 2009-2014 рік
Як видно з них, на дату аналізу максимальним дебітом по нафти характеризується 13 горизонт - 7,25 т/добу, по рідини 34,5 т/добу - 17 горизонт, найменшим дебітом по нафти - 15 горизонт Парсумурунского купола (2,15 т/добу), по рідини (14,6 т/добу) - 18 горизонт Хумурунского купола.
Як видно з наведених таблиць, велика частина діючого фонду свердловин основного зведення характеризуються низькими дебітами до 10 т/добу і високою обводненість (від 50 до 90%). Тим не менш, спостерігається зменшення в 2004 році кількості свердловин з дебітом нафти до 5 т/добу в порівнянні з 2010 роком по всіх горизонтів основного зведення, тоді як фонд свердловин з дебітом більше 5 т/добу збільшується до 2014 року. Число свердловин з дебітом нафти від 20 до 50 т/добу незначне і на дату аналізу становить 6,5% по 13 горизонту, 2,1% - по 14 горизонту і 3,1% - на 15 горизонту. Тільки поодинокі свердловини мають дебіт нафти понад 50 т/добу. З них більша частина вступила в експлуатацію за аналізований період.
Характеристика показників способів експлуатації свердловин
Спосіб експлуатації свердловин УПШН є самим малопродуктивним і найбільш трудомістким. Широке застосування цього способу в світовій практиці пояснюється наявністю на родовищах великого числа свердловин з відносно невисокими дебітами, для яких експлуатація плунжерними штанговими насосами залишається технічно виправданою і економічно достатньо ефективною в порівнянні з іншими способами експлуатації.
На родовищі наземне встаткування УПШН представлено верстатами-гойдалками (СК): 6СК6, ПШГН, 7СК8, СКД8, СК12 (UR - 12 Румунія), Лафкін (США), вантажопідйомністю 6, 8, 10, 12 тонн.
Підземне обладнання УПШН складається з глибинних трубних насосів типу НСН - 2 - 44, 56, 70 мм, насосно-компресорних труб (НКТ) в основному 73 мм (2,5" ) - (88%) і 89 мм (3,5" ) - 12%. Найбільш застосовними є насоси діаметрами 44 і 57 мм, складові 88% загального числа установок.
Розподіл свердловин родовища за діаметрами штангових насосів, дебитам і обводнення представлено в табл. 2.2
Таблиця 2.2 - Розподіл свердловин за діаметрами штангових насосів, дебитам і обводнення
ПоказателіЗначеніяв т.ч. за діаметрами насосів, мм (%) 445770Кол. свердловин (тип насоса НСН - 2Б) +2897 (100%) 898 (31%) тисячі шістсот п'ятьдесят один (57%) 348 (12%) Середній дебіт на одну свердловину по рідини (нафти), м 3/сут26 (5) 10 (2, 5) 35 (7) 71 (12,6) обводнено,% 80748182
На родовищі робота фонду в цілому характеризується коефіцієнтом подачі насоса 0,52, який можна вважати задовільним. У табл. 2.3 наводиться розподіл свердловин, обладнаних УПШН, за коефіцієнтами подачі насоса.
Таблиця 2.3 - Розподіл свердловин обладнаних УПШН, за коефіцієнтами подачі насоса
Діаметр насоса, (мм) Кол. скважінв т.ч. працюють з коефіцієнтом подачі (до під) до під lt; 0,30,3? до під? 0,40,4 lt; до під lt; 0,60,6? до під? 0,8к під gt; 0,8Всего2652 (100%) 1130 (43%) 393 (15%) 563 (21%) 353 (13%) 213 (8%) 44766 (29%) 500 (65%) 110 (14%) 75 (10 %) 48 (6%) 33 (4%) 571 557 (58%) 576 (37%) 241 (16%) 380 (24%) 225 (14%) 135 (9%) 70329 (13%) 54 (16 %) 42 (13%) 108 (33%) 80 (24%) 45 (14%)
Для більш повної реалізації потенційних можливостей свердловин, обладнаних УПШН, можна рекомендувати:
- збільшення режиму відкачування або переклад на більш продуктивний спосіб експлуатації свердловин, що працюють з коефіцієнтом подачі насоса більше 0,8, складових 8% фонду;
- збільшення обсягу та підвищення якості проведених підземних ремонтів (ПРС) і геолого-технічних заходів (ГТМ) на низькопродуктивних свердловинах з коефіцієнтом подачі насоса менше 0,3, складових 43% фонду. (Таблиця 2.4)
Таблиця 2.4 - Розподіл свердловин, обладнаних УПШН, за рівнем обводнення
Діаметр насоса, ммВсегоОбводненность,% n в lt; +4040? n в? 80n в gt; 80Всего2652 (100%) 199 (7%) 1373 (52%) 1080 (41%) 44766 (29%) 84 (11%) 429 (56%) 253 (33%) 571557 (58%) 109 (7%) 779 (50%) 669 (43%) 70329 (13%) 6 (2%) 165 (50%) 158 (48%)
Як випливає з даних, представлених в таблиці 6.7, 41% свердловин, обладнаних УПШН, працює з обводненість більше 80%.
Збільшення обводнення продукції понад 80% викликає зниження ресурсу роботи плунжерної пари, збільшення інтенсивності витоків, зростання навантаження на обладнання.
Вибір технологічного режиму роботи свердловин спрямований на забезпечення дебіту пр...
