Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискважинного оборудования

11.1.1Анализ способов и режимов эксплуатации скважин

На Гремихинском месторождении в соответствии с технологической схемой разработки внедрен механизированный способ добычи нефти. По состоянию на 01.01.2013 г. фонд добывающих скважин составляет 557 ед., из них 465 – в работе, 15 – остановлены, 73 – в накоплении, 4 – в бездействии. Штанговыми насосными установками оборудованы 363 скважин, электроцентробежными насосами – 192 скважин, штанговыми винтовыми насосами – 1 скважина, электровинтовыми насосами – 1 скважина. Параметры эксплуатации скважинного оборудования приведены в таблице 11.1.

Таблица 11.1 – Скважинное оборудование и параметры его эксплуатации

Объект разработки	Скв. насосы	Кол-во	Параметры	Hвд,	Hсп,	Давление в линии	Ндин	Дебит жидкости	K подачи
реж.	теор.
шт.	м	м	МПа	м	м3/сут	м3/сут
визейский	ТНМ-25		максим.	1 581		14,0		47,0		0,96
миним.	1 378		5,5		4,0		0,42
средн.	1 456		8,9		20,1		0,73
ЭЦН-125		максим.	1 455		11,0		128,0		1,02
миним.			9,0				0,3
средн.			10,0				0,6
ЭЦН-60		максим.			8,5	1 042			1,2
миним.			6,0	1 001			0,8
средн.			7,3	1 022			1,0
ЭЦН-80					8,0				1,3
верейский	НГН-2-44					6,0	1 053			0,0
НН-2СП-57		максим.	1 128		20,0		8,0		0,35
миним.	1 046		7,0		4,0		0,27
средн.	1 087		13,5		6,0		0,31
ТНМ-25		максим.			21,0	1 245			1,0
миним.			1,5				0,0
средн.			8,9				0,4
ЭЦН-50					8,0				1,0

Продолжение таблицы 11.1

башкирский	ВНН5А-124					9,0				1,2
ВНН5А-159		максим.			11,0				1,4
миним.			9,0				1,1
средн.			10,0				1,2
ВНН5А-199					6,0				1,8
НГН-2-44					11,0	1 104			0,8
НГН-2-57					9,0				0,7
ТНМ-25		максим.			33,0	1 165			1,0
миним.			1,8				0,0
средн.			11,4				0,6
ШВН					5,5
ЭЦН-125		максим.			21,0	1 029			1,8
миним.			2,0				0,3
средн.			9,1				1,1
ЭЦН-160		максим.			14,0				1,4
миним.			1,3				0,4
средн.			5,9				1,2
ЭЦН-199					6,0				0,1
ЭЦН-200		максим.			6,0				1,4
миним.			5,5				1,2
средн.			5,8				1,3
ЭЦН-240					6,0				1,1
ЭЦН-250		максим.			21,0				1,4
миним.			3,3				0,4
средн.			10,9				1,0
ЭЦН-400		максим.			13,5				1,3
миним.			4,0				0,9
средн.			8,5				1,1
ЭЦН-45					2,0				0,0
ЭЦН-50		максим.			13,0				1,7
миним.			6,5				1,0
средн.			9,3				1,4
ЭЦН-60		максим.			20,0	1 088			1,5
миним.			1,6				0,0
средн.			8,1				1,0
ЭЦН-80		максим.			21,0	1 057			1,6
миним.			2,0				0,0
средн.			10,1				1,0
Турнейский	ЭОВНБ5А-25					12,0
ИТОГО

 

Штанговые плунжерные насосы на фонде добывающих скважин визейского объекта (19 ед.) представлены невставной модификацией ТНМ-25 с диаметрами плунжера от 44 мм до 57мм. Глубина спуска штанговых насосов составляет 901-1298м. В качестве приводов штанговых насосов используются станки-качалки: ПНШ-80, СК-8, СКД-6, СКД-8, СКДР8, работающие с длиной хода 0,9-2,9 м и числом качаний 2,0-5,7 в минуту. Теоретическая производительность ШГН при данных параметрах работы станков-качалок составляет от 7 до 56 м³/сут, коэффициенты подачи –от 0,4 до 0,9(среднее значение 0,7) при рабочих динамических уровнях в скважинах 735-1190 м.

На 175 скважинах верейского объекта эксплуатируются штанговые плунжерные насосы, представленные невставной модификацией НГН-2, НН-2СП, ТНМ-25 с диаметрами плунжера от 30 мм до 57 мм. Глубина спуска штанговых насосов составляет 951-1301 м. В качестве приводов штанговых насосов используются станки-качалки:6СК-6, 7СК-8, ПНШ-80, СК-5, СК-8, СКД-6, СКД-8, работающие с длиной хода 0,9-2,9 м и числом качаний 1,5-5,9 в минуту. Теоретическая производительность ШГН при данных параметрах работы станков-качалок составляет от 4,0 до 58 м³/сут, коэффициенты подачи –от 0,1 до 1(среднее значение 0,4) при рабочих динамических уровнях в скважинах 303-1245 м.

На 169 скважинах башкирского объекта эксплуатируются штанговые плунжерные насосы, представленные невставной модификацией НГН-2, НН-2СП, ТНМ-25 с диаметрами плунжера от 25 мм до 57 мм. Глубина спуска штанговых насосов составляет 803-1196 м. В качестве приводов штанговых насосов используются станки-качалки: ПНШ-80, СК-8, СКД-6, СКД-8, СКТ-6, работающие с длиной хода 0,9-3,0 м и числом качаний 1,4-6,8 в минуту. Теоретическая производительность ШГН при данных параметрах работы станков-качалок составляет от 5 до 64 м³/сут, коэффициенты подачи –от 0,1 до 1(среднее значение 0,6) при рабочих динамических уровнях в скважинах 130-1165 м.

На фонде добывающих скважинвизейского объектаэксплуатируется 6 электроцентробежных насосных установок с теоретической производительностью от 60 м³/сут до 125 м³/сут. Глубина спуска насосов находится в пределах 1205-1409 м при динамических уровнях 346-1042 м, коэффициенты подачи 0,3-1,3.

На верейском объектеэксплуатируется 1 электроцентробежная насосная установка с теоретической производительностью 50 м³/сут. Глубина спуска насоса – 1028 м при динамическом уровне920 м и коэффициенте подачи 1,0.

На фонде добывающих скважинбашкирскогоэксплуатируется 185 электроцентробежных насосных установок с теоретической производительностью от 45 м³/сут до 400 м³/сут. Глубина спуска насосов находится в пределах – 843-1275 м при динамических уровнях 171-1088 м, коэффициенты подачи 0,1-1,8.

На башкирском объектеэксплуатируется 1 штанговая винтовая насосные установка с номинальной производительностью 30 м³/сут. Глубина спуска насоса – 1043 м при динамическом уровне567.

Условия эксплуатации скважинного оборудования Гремихинского месторождения приведены в таблице 11.2.

Таблица 11.2 – Условия эксплуатации скважинного оборудования

Объект разработки	Скв. насосы	Кол-во	Пар-ры	Дебит по нефти	Дебит по жидк.	Обвод.	Давл. насыщ.	Пласт. давл.	Забойн. давл.	Рзаб/Рнас	Депрес.	Продукт.
шт.	т/сут	м3/сут	%	МПа	МПа	МПа	-	МПа	м3/сут/МПа
визейский	ТНМ-25		максим.	21,9			4,4	14,1	7,4	1,67	5,7	8,2
миним.	2,3	4,00		4,4	10,0	2,9	0,66	2,3	1,8
средн.	8,1			4,4	12,1	4,9	1,10	3,8	5,3
ЭЦН-125		максим.	19,8			4,4	13,6	10,2	2,31	7,9	16,3
миним.	7,8	43,00		4,4	11,3	6,2	1,41	4,8	8,9
средн.	13,9			4,4	12,4	7,8	1,78	6,1	11,9
ЭЦН-60		максим.	59,0			4,4	13,8	5,2	1,18	4,0	18,0
миним.	12,8	47,00		4,4	11,9	3,9	0,89	3,0	15,5
средн.	35,9			4,4	12,9	4,6	1,03	3,5	16,9
ЭЦН-80			4,6			4,4	12,7	6,1	1,39	4,8	22,3
верейский	НГН-2-44			0,2			2,8	10,0	1,4	0,49	0,9	0,3
НН-2СП-57		максим.	4,3	8,0		2,8	10,0	1,3	0,4	0,8	9,8
миним.	3,3	4,0		2,8	9,6	0,8	0,3	0,5	7,4
средн.	3,8	6,0		2,8	9,8	1,1	0,4	0,7	8,9
ТНМ-25		максим.	11,6			2,8	12,2	10,0	3,57	6,5	5,4
миним.	0,0	0,20		2,8	5,1	0,4	0,14	0,3	0,8
средн.	2,5			2,8	9,0	1,9	0,69	1,2	4,5
ЭЦН-50			4,0			2,8	11,4	3,4	1,19	2,2	22,2
башкирский	ВНН5А-124			13,0	147,00		5,1	11,4	3,1	0,62	2,5	58,3
ВНН5А-159		максим.	14,6			5,1	11,5	7,3	1,43	5,8	38,8
миним.	6,0			5,1	11,0	4,9	0,96	3,9	42,8
средн.	10,3			5,1	11,2	6,1	1,20	4,9	40,4
ВНН5А-199			9,9	358,00		5,1	11,7	5,3	1,04	4,2	84,5
НГН-2-44			15,3			5,1	10,1	1,9	0,37	1,5	12,7
НГН-2-57			11,2	33,00		5,1	7,7	3,2	0,64	2,6	12,7
ТНМ-25		максим.	18,0			5,1	14,0	9,6	1,89	7,7	6,5
миним.	0,0	0,3		4,5	5,9	0,6	0,1	0,5	0,7
средн.	3,5			5,1	9,9	3,3	0,65	2,6	6,6
ШВН			11,2	42,00		5,1	11,3	5,7	1,13	4,6	9,2
ЭЦН-125		максим.	18,2			5,1	13,8	10,2	2,00	8,2	28,3
миним.	2,3			4,5	7,4	1,3	0,30	1,1	41,0
средн.	8,1			5,1	10,4	4,2	0,83	3,4	40,4
ЭЦН-160		максим.	14,0	230,00		5,1	12,8	7,5	1,48	6,0	38,2
миним.	0,6			5,1	9,5	2,7	0,52	2,1	28,2
средн.	7,8			5,1	10,9	4,6	0,91	3,7	50,5
ЭЦН-199			0,1			5,1	10,4	6,1	1,20	4,9	2,0
ЭЦН-200		максим.	10,6	289,00		5,1	12,6	5,7	1,11	4,5	63,7
миним.	5,5			5,1	10,1	3,7	0,73	3,0	77,6
средн.	7,9			5,1	11,4	4,6	0,90	3,7	69,0
Продолжение таблицы 11.2
	ЭЦН-240			5,0	273,00		5,1	11,1	6,1	1,20	4,9	56,0
ЭЦН-250		максим.	13,3			5,1	13,3	8,6	1,70	6,9	51,3
миним.	4,0			5,1	8,5	2,6	0,51	2,1	51,5
средн.	8,1			5,1	11,3	5,0	0,99	4,0	62,9
ЭЦН-400		максим.	15,6	525,00		5,1	13,7	6,5	1,29	5,3	99,9
миним.	6,1			5,1	8,8	3,2	0,64	2,6	139,2
средн.	9,6			5,1	11,1	4,6	0,91	3,7	116,3
ЭЦН-45			0,0	1,20		5,1	9,3	3,9	0,78	3,2	0,4
ЭЦН-50		максим.	7,1			5,1	11,8	6,1	1,21	4,9	16,9
миним.	2,3			5,1	6,0	3,5	0,70	2,8	17,7
средн.	4,2	67,67		5,1	9,5	4,5	0,88	3,6	18,8
ЭЦН-60		максим.	26,8			5,1	13,4	7,8	1,53	6,2	14,6
миним.	0,0			5,1	6,6	1,3	0,25	1,0	1,6
средн.	5,9			5,1	9,7	4,1	0,82	3,3	17,5
ЭЦН-80		максим.	15,2	127,00		5,1	12,6	7,9	1,55	6,3	20,1
миним.	0,0			4,5	6,5	1,7	0,39	1,4	1,2
средн.	4,2			5,1	10,0	4,7	0,93	3,8	21,6
Турнейский	ЭОВНБ5А-25			14,6			4,4	14,8	5,1	1,16	3,9	13,7
ИТОГО

Дебит скважин на визейском объекте, эксплуатируемых с помощью ШГН, составляет 4-47 м³/сут жидкости, объемная обводненность 10-89 %. Коэффициенты продуктивности по разным скважинам варьируют от 1,8 до 8,2 м³/сут/МПа. Пластовые давления в зоне отбора скважин ШГН равны 10,8-14,2 МПа, забойные давления – 2,9-7,4 МПа, что составляет 66-167 % от давления насыщения нефти газом. При этих условиях эксплуатации насосные установки на скважинах визейского объекта работают с коэффициентами подачи 0,4-0,9.

На верейском объекте дебит скважин составляет 0,2-35 м³/сут, обводненность – 9-99%. Коэффициенты продуктивности по разным скважинам варьируют от 0,1 до 5,2м³/сут/МПа.Пластовые давления в зоне отбора скважин составляют 5,1-12,2 МПа, забойные давления – 0,4-10 МПа, что составляет 10-360 % от давления насыщения нефти газом, коэффициенты подачи 0,1-1.

На башкирском объекте дебит скважин составляет 0,15-57 м³/сут, обводненность – 2-99%. Коэффициенты продуктивности по разным скважинам варьируют от 0,1 до 8,8м³/сут/МПа.Пластовые давления в зоне отбора скважин составляют 5,8-15,2 МПа, забойные давления – 0,4-8,7 МПа, что составляет 8-172 % от давления насыщения нефти газом, коэффициенты подачи 0,1–1.

Дебит скважин по жидкости на визейском объекте, эксплуатируемых с помощью ЭЦН, составляет 43-128 м³/сут, обводненность 10-95 %, коэффициенты продуктивности скважин варьируют 8,9-22,3 м³/сут/МПа.Пластовые давления в зоне отбора скважин составляют 11,3-13,8МПа, забойные давления – 3,9-10,2 МПа, что составляет 89-231 % от давления насыщения нефти газом, коэффициенты подачи 0,3-1,3.

Дебит скважины по жидкости на верейском объекте составляет 48 м³/сут, обводненность 91 %, коэффициент продуктивности –22,2 м³/сут/МПа.Пластовое давление в зоне отбора скважины составляет 11,4 МПа, забойное давление – 3,4 МПа, что составляет 119 % от давления насыщения нефти газом, коэффициентподачи 1,0.

Дебит скважин по жидкости на башкирском объекте составляет 2-525 м³/сут, обводненность 45-99 %, коэффициенты продуктивности скважин варьируют 0,4-139,2 м³/сут/МПа.Пластовые давления в зоне отбора скважин составляют 6,0-13,8 МПа, забойные давления – 1,3-10,2 МПа, что составляет 25-200 % от давления насыщения нефти газом, коэффициенты подачи 0,1-1,8.

Дебит скважины по жидкости на башкирском объекте, эксплуатируемой с помощью ШВН, составляет 42 м³/сут, обводненность 71 %, коэффициент продуктивности –9,2 м³/сут/МПа.Пластовое давление в зоне отбора скважины составляет 11,3 МПа, забойное давление – 5,7 МПа, что составляет 113 % от давления насыщения нефти газом.

Дебит скважины по жидкости на турнейском объекте, эксплуатируемой с помощью ШВН, составляет 54 м³/сут, обводненность 70 %, коэффициент продуктивности –13,7 м³/сут/МПа.Пластовое давление в зоне отбора скважины составляет 14,8 МПа, забойное давление – 5,1 МПа, что составляет 116 % от давления насыщения нефти газом.

11.1.2 Выбор способов механизированной эксплуатации скважин

При выборе оптимального способа добычи по скважине необходимо учитывать соответствие производительности оборудования диапазону ожидаемых дебитов скважин, соответствие технических условий эксплуатации погружного оборудования условиям конкретной скважины. Фирма-изготовитель оборудования определяется после проведения тендера.

Выбранный способ добычи наряду с другими факторами должен обеспечить оптимальные технико-экономические показатели разработки месторождения.

Подбор способа механизированной добычи по скважинам рекомендуется осуществлять исходя из технологических возможностей применения глубинного оборудования. Первоочередной задачей является обеспечение бесперебойной работы имеющегося насосного оборудования, для чего необходимо своевременно проводить ремонтные работы для предотвращения долговременных простоев скважин и преждевременного их выбытия из эксплуатации.

Оборудование скважин при эксплуатации ШГН

В ходе дальнейшей разработки Гремихинского месторождения для механизированной эксплуатации скважин глубинными штанговыми насосами необходимо учитывать опыт использования конкретных типов оборудования и их изготовителей. Для замены вышедших из строя изношенных узлов штанговых насосных установок рекомендуется использовать оборудование, которое имеет низкую аварийность на данном месторождении или оборудование нового поколения, успешно прошедшее испытание на других нефтепромыслах. Предлагается следующий набор оборудования (табл.11.3).

Таблица 11.3 – Перечень оборудования для эксплуатации скважин ШГН

№ п.п.	Наименование	Модификация
	Устьевая арматура	АФКШ-65х14 ХЛ по ГОСТ 13846-89
АУ ШГН 65/50-140
КУ-65/50х14 -УХЛ 1
	Насосы скважинные штанговые	60-НН2Б-38-30-15-3, 60-НН2Б-44-30-12-3, 73-НН2Б-57-18-12-3 по ГОСТ Р 51896-2002
	Колонна НКТ	73х5,5 гр.пр.Д по ГОСТ 633-80
	Колонна штанг	ШН16, ШН-19, ШН22 класс APID
	Привод штангового насоса	ПНШТ 60-3-31,5-63, ПНШ 80-3-40 (ПШСН 60-3-31,5, ПШСН 80-3-40 по ГОСТ Р 51763-2001), ПЦ 80-6,1
	Станция управления	САУ ГШНУ

 

Для обеспечения отбора жидкости рекомендуется применять насосы типа НН2Б с диаметром плунжера от 32 до 57 или аналогичные с маркировкой ТНМ по API. На Гремихинском месторождении целесообразно применять насосы группы посадки 3 по ГОСТ Р 51896-2002 с величиной зазора в плунжерной паре 0,05-0,113 мм (в соответствии с вязкостными свойствами нефти) в сочетании с клапанами увеличенного сечения, нормального исполнения.

Для скважин предлагается одноступенчатая лифтовая колонна, составленная из гладких труб по ГОСТ 633-80 диаметром 60х5 и 73х5,5 мм группы прочности "Д".

Насосные штанги рекомендуются из хромомолибденовых улучшенных сталей (класса прочности Д по ГОСТ Р 51161-2002). С целью наилучшего сочетания прочностно-весовых характеристик рационально использовать двухступенчатые компоновки штанговых колонн. Компоновка колонны штанг определяется для каждой конкретной скважины индивидуально, например, с помощью программных комплексов типа Автотехнолог РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. На скважинах с интенсивным отложением парафина рекомендуется снабжать штанги полиамидными скребками.

В зависимости от глубины погружения насоса и его диаметра, с учетом действующих нагрузок, рекомендуется применять станки-качалки ПШСН 60-3-31,5иПШСН 80-3-40 или аналогичные.

Применение станции управления принципиально нового, "интеллектуального" поколения СУС «Ангара» позволит осуществить плавный пуск станка-качалки и плавное регулирование скорости привода качалки в диапазоне 0,1-1,2 от номинальной скорости; обеспечит возможность исследования эксплуатируемых скважин, выполнения точной балансировки механизма качалки, автоматическое регулирование скорости привода качалки по текущему динамическому уровню жидкости, дистанционное управление скоростью работы привода, экономию (до 30% по сравнению с обычным приводом) потребляемой активной мощности.

При образовании на забое и в колонне НКТ стойкой водонефтяной эмульсии рекомендуется организовывать подачу деэмульгаторов в затрубное пространство скважин с помощью дозировочных установок с приводом от станка-качалки.

Оборудование скважин при эксплуатации УЭЦН

Серийно выпускаемым насосным оборудованием для эксплуатации скважин со средними дебитами по жидкости более 25 т/сут являются установки электроцентробежных насосов.

Запроектированные объемы добычи нефти будут обеспечены насосами с теоретической производительностью от 45 до 400 м³/сут.

Для эксплуатации скважин ЭЦН рекомендуется следующий набор оборудования (таблица 11.4).

Таблица 11.4 – Перечень оборудования для эксплуатации скважин ЭЦН

№ п.п.	Наименование	Модификация
	Устьевая арматура	АФК1Э-80/65х21 по ГОСТ 13846-89
	УЭЦН	9ЭЦН5-45-1400...9ЭЦН5А-400-1400, по ТУ 3631-010-12058737-2002
	Колонна НКТ	73х5,5 гр.пр.Д, К по ГОСТ 633-80
	Станция управления	КТППН 100/10-82УХЛ1 на 6(10) кВ

 

Устьевая арматура должна быть оборудована лубрикатором для обеспечения возможности спуска скребков и геофизического оборудования.

В зависимости от дебита скважины рекомендуются установки электроцентробежные погружные типоразмеров 9ЭЦН5-45-1400, 9ЭЦН5-80-1200, 9ЭЦН5А-160-1400, 9ЭЦН5А-250-1400, 9ЭЦН5А-400-1400 или аналогичные по производительности. Рекомендуемая глубина спуска установок 800 - 1400 м. Установки спускаются на НКТ 73х5,5 Д, К.

Электропогружные насосные установки могут быть оснащены современными системами телеметрии, которые позволяют контролировать температуру, давление, вибрацию. Межсекционные соединения насосов должны быть выполнены таким образом, чтобы защищать погружную установку от «полетов».

Для снижения влияния свободного газа на работоспособность насосов предлагается комплектовать погружные насосные установки газосепараторами ГСН4 с диспергаторами ДН4.Для предотвращения попадания механических примесей на прием скважинных насосов рекомендуется использование скважинных песочных сепараторов СПС.

На скважинах с интенсивным отложением парафина следует применять автоматизированную установку спуска скребков.

Оборудование скважин при эксплуатации ШВН

Для механизированной эксплуатации скважин месторождения винтовыми штанговыми насосами рекомендуется следующий набор оборудования (табл.11.5).

Таблица 11.5 – Перечень оборудования для эксплуатации скважин ШВН

№ п.п.	Наименование	Модификация
	Устьевая арматура	АФКШ-65х14 ХЛ по ГОСТ 13846-89
АУ ШГН 65/50-140
КУ-65/50х14 -УХЛ 1
	Насосы винтовые штанговые	АШВН

 

Устьевая арматура рекомендуется с уплотнением полированного штока устьевым двухкамерным сальником СУС-2-73-31 по ТУ-26-16-152-83. Глубина спуска насосов такая же, как для СШН.

Эксплуатация с УЭВН

Серийно выпускаемым насосным оборудованием для эксплуатации низкодебитных скважин кроме УСШН, являются установки электровинтовых насосов(УЭВН).

Установки электровинтовых насосов применяются для добычи высоковязких нефтей с дебитами до 200 м³/сут, допустимое содержание свободного газа на приеме насоса – 0,5.

Увеличение объемов применения электровинтовых насосов не предусматривается по причине их более низкой надежности по сравнению с ЭЦН и ШГН.

Таким образом, учитывая фактическое состояние механизированного фонда и добывные возможности серийно-выпускаемого насосного оборудования, планируемые технологические показатели разработки, эксплуатационную надежность нефтепромыслового оборудования, для дальнейшей механизированной эксплуатации скважин месторождения рекомендуются глубинные штанговые и электроцентробежные насосные установки.

Конструкция компоновки с УЭВН+ШГН

Оборудование для раздельной эксплуатации пластов (ОРЭ) через одну скважину должно допускать:

- создание и поддержание заданного забойного давления против каждого вскрытого пласта;

- измерение дебита жидкости, получаемой из каждого пласта;

- исследование каждого пласта, например, методом пробных откачек или методом снятия КВД;

- ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вышедшего из строя;

- регулировку отбора жидкости из каждого пласта;

- работы по вызову притока и освоению скважины.

Технология и соответствующее оборудование для раздельной эксплуатации должны допускать осуществление всех тех технологических мероприятий, которые применяют при вскрытии этих пластов отдельными скважинами.

На месторождении имеется опыт раздельной эксплуатации объектов в компоновке УЭЦН+ШГН. Эксплуатация насосов НГН-2 с диаметром плунжера 32 мм показала низкую эффективность в связи с залипанием клапанных пар. Низкая эффективность УЭЦН объясняется срывом подачи из-за высокой вязкости эмульсии и, как следствие, частым выходом из строя насосного оборудования.

На данный момент на месторождении успешно эксплуатируется добывающая скважина №1242 с компоновкой глубинного насосного оборудования ЭВН+ШГН. При этом для отбора жидксти с башкирского объекта используется ЭВН-63, с верейского объекта – НГН-2 с диаметром плунжера 44 мм.

Технология связана со спуском ЭВНи ШГНс применением стандартного оборудования. Схема установки приведена на рисунке 11.1.Жидкость верейского горизонта будет добываться ШГН, а башкирского – с помощью ЭВН. Преимущества данной установки заключаются в минимальном использовании нестандартных деталей, подъем НКТ без извлечения пакера, возможность регулирования объема жидкости по верхнему и нижнему пласту, возможность смены вставного насоса на другой типоразмер. Также возможность замера дебита, обводненнности, забойного и пластового давления по УЭВН и ШГН. Дебит и обводненность пластов в скважине со смешением продукции определяются остановкой одного из насосов. При этом из скважины поступает продукция, поднимаемая другим насосом.

В ходе дальнейшей разработки месторождения для отбора жидкости верейскогообъекта рекомендуется применять насосы марки НГН-2 с диаметрами плунжеров от 44 до 57 мм или аналогичные по производительности марки ТНМ. Эксплуатация насосов НГН-2 с диаметром плунжера 32 мм показала низкую эффективность в связи с залипанием клапанных пар по причине высокой вязкости эмульсий. Для разработки башкирского объекта рекомендуются установки электровинтовые погружные типа ЭВН5 или аналогичные по производительности.

 

Рисунок 11.1– Схема установки для ОРЭ УЭВН-ШГН