и таких забійних тисках, які не погіршують продуктивність свердловин.
З 2897 свердловин діючого фонду, обладнаним УПШН, в технологічному режимі на 01.01.15 р по 2478 свердловинах наведені фактичні дані по забійним тискам, а також поточних середньозважених значень тисків насичення, які наведені в (таблиці 2.5 )
Таблиця 2.5 - Розподілу середніх тисків по горизонтах
Горізонтисредніе тиску по горизонтах, МПаСредневзвешенное значення Р нас, МПаР пл Р заб? Р ср 1310,36,34,05,91411,16,64,56,81512,37,35,07,51612,57,74,87,591712,68,44,27,591812,37,15,28, 20В среднем11,857,24,657,3
Як випливає з даних, представлених в таблиці 2.5, виходячи із середніх показників, робота свердловин в цілому характеризується оптимальним режимом, тобто Р заб ср »Р нас, і середньої депресії на пласт? Р ср=4,65 МПа. Найменша депресія характерна для 13 горизонту (? Р ср=4,0 МПа) при Р заб »0,94 Р нас, найбільша - для 18 горизонту (? Р ср=4,65 МПа) при повом Р заб »0,866Р нас.
відповідність фактичного режиму роботи свердловин оптимальному режиму оцінювалося за значеннями забійних тисків. При цьому виходили з умов, що режим роботи свердловин в діапазоні забійних тисків 0,8 Р нас? Р заб? 1,2Р нас є оптимальним, оскільки при Р заб=(0,8 Р нас? Р нас) не відбувається істотного зниження продуктивності, а при Р заб=(Р нас? 1,2Р нас) потенційні можливості свердловини реалізуються в достатній мірі. Згідно з прийнятими умовами, фонд свердловин розподілявся по горизонтах і групувався за значеннями величин забійного тиску наступним чином:
- з забійним тиском Р заб gt; 1,2Р нас;
- з забійним тиском 0,8Р нас? Р заб? 1,2Р нас;
- з забійним тиском Р заб lt; 0,8Р нас.
Розподіл фонду свердловин по горизонтах експлуатації і за значеннями величин забійного тиску представлено в таблиці 2.6
Таблиця 2.6 - Розподіл фонду свердловин по горизонтах експлуатації і за значеннями величин забійного тиску
п.п №№Забойное давленіеДіаметр насосаКолічество скважінВсего13141516171813-1415-161всего74382636427015556481624782Р заб gt; 1,2Р нас 44371986911-815718412653443461784727066601919152111193ітого287205806958929974630,8Р нас? Р заб? 1,2Р нас 44106127504227141-3675719229514897458125802702335181412242110ітого321457216153842417712794Р заб lt; 0, 8Р нас 44629643286154-2545771612320782-19270222 ---- - 6ітого135159684813236-452
Як випливає з даних, представлених в таблиці 2.6, із загального числа 2478 свердловин аналізованого фонду, з забійними тисками вище тиску насичення працює 746 свердловин, тобто близько третьої частини фонду (~ 30%). в цих свердловинах можливе збільшення дебіту за рахунок зниження забійного тиску до тиску насичення шляхом збільшення режиму роботи встановленого насосного обладнання або використання більш продуктивних установок механізованого видобутку, наприклад, УЕЦН.
З забійними тисками в межах оптимального відхилення від тиску насичення експлуатується тисячу двісті сімдесят дев'ять свердловин, тобто більше половини фонду (~ 52%). Ці свердловини віднесені до фонду, що працює на оптимальному режимі.
З забійним тиском нижче тиску насичення працює 452 свердловин (18%). На цьому фонді свердловин ефективним є проведення робіт з підвищення продуктивності шляхом проведення геолого-технічних заходів (ГТМ): перестріл, дострелили, впливу на привибійну зону тощо.
На родовищі робота підземного обладнання на свердловинах, що експлуатуються УПШН, ускладнена асфальтосмолістопарафіністимі відкладеннями (АСПО), а також відкладеннями солей і механічних домішок. підприємством проводиться значний обсяг ПРС для підтримки фонду свердловин, що експлуатується в ускладнених умовах в працездатному стані.
Заходи з попередження та боротьби з ускладненнями при експлуатації свердловин
Основними осложняющими факторами на родовищі є парафіносолеотложенія в привибійній зоні свердловин, в підземному і наземному обладнанні.
Заходи щодо попередження та боротьби з парафіноотложеній. Ускладнення від парафіноотложеній визначаються аномальними властивостями нафт продуктивних горизонтів родовища, що складаються в наступному:
- високий вміст в нафті розчиненого парафіну (до 25%) і асфальто-смолистих речовин (до 18%);
- температура насичення нафти парафіном рівна або близька початковій пластової температурі;
- невелика різниця у зводі структури між тиском насичення нафти газом і початковим пластовим тиском;
- при зниженні температури пласта ниж...
