хи кращі показники в порівнянні з вітчизняними (коефіцієнт подачі 25% вище - 0.52 і 0.44 відповідно), що, можливо, пояснюється їх більшим ступенем занурення під рівень (538 і 483 м відповідно).
У порівнянні з ШГН глибина спуску ЕЦН на 20% більше. По максимальній глибині спуску вітчизняні та імпортні ЕЦН практично не розрізняються (близько 2300 м). Коефіцієнт подачі вітчизняних та імпортних ЕЦН також близькі за значеннями. Однак напрацювання на відмову імпортних установок приблизно вдвічі вище, ніж у вітчизняних
У промисловій практиці на Ватьеганском родовищі прийняті в якості мінімально допустимих занурень насоса під рівень: ШГН - 300 м, ЕЦН - 600 м. З урахуванням того, що ЕЦН експлуатують в основному свердловини зі значною обводненностью, можна вважати , що для цих умов виділення газу не погіршить істотно показники роботи насоса.
Виходячи з цих величин, зроблена оцінка технічної можливості збільшення видобутку рідини. Результати наведені в табл.6.7. При цьому гранично допустимий динамічний рівень розрахований виходячи із прийнятого для родовищ Західного Сибіру допустимого забійного тиску на рівні 0.8 від тиску насичення.
Як видно, умови роботи глибинно-насосного обладнання допускають збільшення депресій в середньому в 1.7-2.3 рази. Така зміна умов роботи глибинно-насосного обладнання в першу чергу можливо в 17% фонду свердловин, обладнаних ЕЦН, і в 26% фонду свердловин, обладнаних ШГН. В цілому це може забезпечити приріст видобутку рідини в 1.7 рази.
Результати оцінки технічної можливості збільшення дебітів свердловин використані при формуванні пропозицій щодо оптимізації роботи свердловин Ватьеганском родовища.
При прогнозуванні на перспективу використані оцінки дебітів рідини, отримані з використанням гідродинамічної моделі за рекомендованим варіанту розробки, і прийняті при?? те темпи введення свердловин в експлуатацію.
Як видно, прогнозується збільшення фонду свердловин, обладнаних ЕЦН, який і стане основним способом механізованого видобутку на проектний період.
5.2 Заходи з попередження та боротьби з ускладненнями при експлуатації свердловин
Основні ускладнюють фактори при експлуатації свердловин Ватьеганском родовища пов'язані з відкладеннями в НКТ асфальто-смоли-парафінових речовин (АСПО) і солей. Загальна кількість свердловин з ускладненнями оцінюється на рівні 20% від діючого фонду. Для прикладу в табл.6.9 наведено розподіл свердловин за видами ускладнень по ТОВ «ЛЗС». Як видно з даної таблиці, в 93% випадків ускладнення пов'язані з АСПО і тільки в 7% - з солеотложенія.
Чітких залежностей ускладнень від умов експлуатації свердловин і закономірності в розташуванні цих свердловин по площі родовища не виявлено.
На додаток до применяющимся теплових і механічних способів боротьби з відкладеннями парафіну і асфальто-смолистих речовин пропонується використання для їх попередження інгібіторів. Такими інгібіторами можуть бути відомі реагенти СНПХ - 4204Б і СНПХ - 7800 та імпортні ХТ - 48 і ХТ - 54. Вибір реагентів і технології їх застосування повинен бути конкретизований за результатами спеціальних лабораторних і промислових досліджень.
Конкретні заходи щодо попередження випадання солей в НКТ вимагають проведення спеціальних науково-дослідних робіт.
У зв'язку зі збільшенням обводненносщ продукції та використанням в системі ППД Подтоварная вод зростає корозійний вплив на метал обладнання свердловин і трубопроводів системи нефтесбора і водоводів. Основний вплив корозійних процесів наголошується в поверхневих комунікаціях.
За результатами науково-дослідних робіт, проведених Управлінням науково-дослідних робіт ТПП Когалимнафтогаз raquo ;, інтенсивність корозійного впливу пов'язується зі структурою газорідинного потоку. По окремих дільницях швидкість корозії оцінювалася на рівні до 0.6 мм/рік [2]. У лабораторних і промислових умовах з використанням зразків-свідків були випробувані різні інгібітори корозії вітчизняного та імпортного виробництва. Зокрема, на ділянці СП Ватойл за результатами випробувань показав високу ефективність інгібітор Kemelix - 1116X із захисним ефектом до 96% [3].
У проектний період рекомендується продовження робіт по корозійному моніторингу з випробуванню нових інгібіторів корозії, зокрема, випускаються Когалимскім заводом хімреагнетов ТПП Когалимнафтогаз .
5.3 Вимоги та рекомендації до системи ППД
Вихідною базою для розрахунків з'явилися схеми та паспортні дані високонапірних водоводів із зазначенням протяжності трубопроводів, їх діаметрів і товщини стінок, технологічні режими ро...
